REGULAMENTO TARIFÁRIO DO SETOR ELÉTRICO · REGULAMENTO TARIFÁRIO DO SETOR ELÉTRICO ii Artigo 26.º Estrutura geral das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores

ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

REGULAMENTO TARIFÁRIO

DO SETOR ELÉTRICO

Dezembro 2014

Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º 1400-113 Lisboa

Tel: 21 303 32 00 Fax: 21 303 32 01

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REGULAMENTO TARIFÁRIO DO SETOR ELÉTRICO

i

Índice

Capítulo I Disposições e princípios gerais ................................................................ 1

Artigo 1.º Objeto .................................................................................................................... 1

Artigo 2.º Âmbito .................................................................................................................... 1

Artigo 3.º Siglas e definições ................................................................................................. 2

Artigo 4.º Prazos .................................................................................................................... 6

Artigo 5.º Princípios gerais .................................................................................................... 6

Artigo 6.º Obrigações de serviço público ............................................................................... 7

Capítulo II Atividades e contas das empresas reguladas ......................................... 9

Artigo 7.º Atividade do Agente Comercial ............................................................................. 9

Artigo 8.º Atividades do operador da rede de transporte em Portugal continental ............... 9

Artigo 9.º Atividades do operador da rede de distribuição em Portugal continental ............. 9

Artigo 10.º Atividades do comercializador de último recurso ................................................ 9

Artigo 11.º Atividades da concessionária do transporte e distribuição da RAA .................. 10

Artigo 12.º Atividades da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM .. 10

Artigo 13.º Taxas de remuneração ...................................................................................... 10

Artigo 14.º Contas reguladas ............................................................................................... 10

Artigo 15.º Relatório sumário das demonstrações financeiras das atividades reguladas ... 11

Artigo 16.º Auditorias complementares à auditoria financeira ............................................. 12

Artigo 17.º Envio de informação .......................................................................................... 12

Capítulo III Tarifas reguladas ..................................................................................... 15

Secção I Disposições gerais ...................................................................................... 15

Artigo 18.º Definição das Tarifas ......................................................................................... 15

Artigo 19.º Fixação das tarifas ............................................................................................. 16

Secção II Estrutura do tarifário em Portugal continental ............................................ 16

Artigo 20.º Tarifas e proveitos ............................................................................................. 16

Artigo 21.º Tarifas a aplicar pelos comercializadores de último recurso ............................. 19

Artigo 22.º Tarifas a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição .......... 20

Artigo 23.º Tarifas a aplicar às entregas do operador da rede de transporte ao operador

da rede de distribuição em MT e AT ....................................................................... 21

Artigo 24.º Estrutura geral das tarifas .................................................................................. 22

Artigo 25.º Estrutura geral das tarifas reguladas por atividade ........................................... 22


ii

Artigo 26.º Estrutura geral das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos

Comercializadores de Último Recurso ................................................................... 24

Artigo 27.º Estrutura geral das Tarifas de Acesso às Redes .............................................. 25

Artigo 28.º Períodos tarifários .............................................................................................. 27

Secção III Estrutura do tarifário nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira . 28

Artigo 29.º Tarifas e proveitos da entidade concessionária do transporte e distribuição da

RAA ......................................................................................................................... 28

Artigo 30.º Tarifas e proveitos da entidade concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM ................................................................................................... 31

Artigo 31.º Tarifas a aplicar aos clientes vinculados ........................................................... 33

Artigo 32.º Tarifas a aplicar aos clientes não vinculados .................................................... 33

Artigo 33.º Estrutura geral das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA e da RAM ....... 34

Artigo 34.º Estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes a aplicar aos clientes não

vinculados da RAA e da RAM ................................................................................ 34

Artigo 35.º Períodos tarifários aplicáveis na RAA e na RAM .............................................. 34

Secção IV Tarifas de Acesso às Redes ..................................................................... 36

Artigo 36.º Objeto ................................................................................................................ 36

Artigo 37.º Estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em

MAT, AT, MT e BTE ................................................................................................ 36

Artigo 38.º Estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em

BTN ......................................................................................................................... 37

Artigo 39.º Tarifas dinâmicas de Acesso às Redes ............................................................. 38

Secção V Tarifa Social aplicável a clientes economicamente vulneráveis ................ 38

Artigo 40.º Objeto ................................................................................................................ 38

Artigo 41.º Estrutura geral das tarifas Sociais de Acesso às Redes aplicáveis em BTN.... 39

Secção VI Tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos comercializadores de

último recurso de Portugal continental .............................................. 39

Artigo 42.º Objeto ................................................................................................................ 39

Artigo 43.º Opções tarifárias ................................................................................................ 40

Artigo 44.º Estrutura geral das opções tarifárias ................................................................. 41

Secção VII Tarifa Social de Venda a Clientes Finais aplicável a clientes

economicamente vulneráveis ........................................................... 42

Artigo 45.º Objeto ................................................................................................................ 42


iii

Artigo 46.º Estrutura geral das tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais dos

comercializadores de último recurso ...................................................................... 42

Secção VIII Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA ............................................ 43

Artigo 47.º Objeto ................................................................................................................ 43


Artigo 49.º Estrutura geral das opções tarifárias de MT e BTE ........................................... 44

Artigo 50.º Estrutura geral das opções tarifárias de BTN .................................................... 45

Artigo 51.º Tarifas dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE ........................... 46

Secção IX Tarifa Social de Venda a Clientes Finais aplicável a clientes

economicamente vulneráveis na RAA .............................................. 46

Artigo 52.º Objeto ................................................................................................................ 46

Artigo 53.º Estrutura geral das tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAA ........... 47

Secção X Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM .............................................. 47

Artigo 54.º Objeto ................................................................................................................ 47


Artigo 56.º Estrutura geral das opções tarifárias de MT e BTE ........................................... 48

Artigo 57.º Estrutura geral das opções tarifárias de BTN .................................................... 49

Artigo 58.º Tarifas dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE ........................... 50

Secção XI Tarifa Social de Venda a Clientes Finais aplicável a clientes

economicamente vulneráveis na RAM ............................................. 50

Artigo 59.º Objeto ................................................................................................................ 50

Artigo 60.º Estrutura geral das tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAM ........... 51

Secção XII Tarifa de Energia ..................................................................................... 51

Artigo 61.º Objeto ................................................................................................................ 51

Artigo 62.º Estrutura geral ................................................................................................... 51

Artigo 63.º Conversão da tarifa de Energia para os vários níveis de tensão ...................... 52

Artigo 64.º Energia ativa a faturar ....................................................................................... 53

Secção XIII Tarifas de Uso Global do Sistema .......................................................... 53

Artigo 65.º Objeto ................................................................................................................ 53


Artigo 67.º Conversão da tarifa de Uso Global do Sistema para os vários níveis de tensão

................................................................................................................................ 55

Artigo 68.º Potência contratada e energia ativa a faturar .................................................... 56


iv

Secção XIV Tarifas de Uso da Rede de Transporte .................................................. 56

Artigo 69.º Objeto ................................................................................................................ 56


Artigo 71.º Conversão das tarifas de Uso da Rede de Transporte para os vários níveis

de tensão ................................................................................................................ 58

Artigo 72.º Potência em horas de ponta, potência contratada, energia ativa e energia

reativa a faturar ....................................................................................................... 60

Secção XV Tarifas de Uso da Rede de Distribuição .................................................. 60

Artigo 73.º Objeto ................................................................................................................ 60


Artigo 75.º Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT .................................................. 61

Artigo 76.º Conversão da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT para os níveis de

tensão de MT e BT ................................................................................................. 61

Artigo 77.º Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT ................................................. 63

Artigo 78.º Conversão da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT para o nível de

tensão de BT ........................................................................................................... 63

Artigo 79.º Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT .................................................. 64

Artigo 80.º Potência em horas de ponta, potência contratada, energia ativa e energia

reativa a faturar ....................................................................................................... 65

Secção XVI Tarifas de Comercialização .................................................................... 65

Artigo 81.º Objeto ................................................................................................................ 65


Capítulo IV Proveitos das atividades reguladas ...................................................... 67

Secção I Proveitos do Agente Comercial ................................................................... 67

Artigo 83.º Proveitos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente

Comercial ................................................................................................................ 67

Secção II Proveitos do operador da rede de transporte em Portugal continental ...... 70

Artigo 84.º Proveitos da atividade de Gestão Global do Sistema ....................................... 70

Artigo 85.º Custos de gestão do sistema ............................................................................ 71

Artigo 86.º Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de

interesse económico geral ...................................................................................... 73

Artigo 87.º Faturação mensal dos custos para a manutenção do equilíbrio contratual ...... 78

Artigo 88.º Proveitos da atividade de Transporte de Energia Elétrica ................................ 78


v

Secção III Proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal continental ... 83

Artigo 89.º Proveitos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte 83

Artigo 90.º Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal

continental por aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a

clientes .................................................................................................................... 84

Artigo 91.º Custos com a aplicação da tarifa social ............................................................ 90

Artigo 92.º Custos para a manutenção do equilíbrio contratual .......................................... 92

Artigo 93.º Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal

continental por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte às entregas

a clientes ................................................................................................................. 93

Artigo 94.º Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica ............................... 94

Secção IV Proveitos do comercializador de último recurso ....................................... 99

Artigo 95.º Proveitos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do

comercializador de último recurso .......................................................................... 99

Artigo 96.º Proveitos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica da Produção em

Regime Especial ..................................................................................................... 99

Artigo 97.º Proveitos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes ................................................................................... 109

Artigo 98.º Proveitos da atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte

e Distribuição ........................................................................................................ 114

Artigo 99.º Custos de referência da atividade de comercialização ................................... 115

Artigo 100.º Proveitos da atividade de Comercialização ................................................... 115

Artigo 101.º Sobreproveito por aplicação da tarifa transitória ........................................... 120

Secção V Proveitos da concessionária do transporte e distribuição da RAA .......... 120

Artigo 102.º Proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAA .................................................................................................................. 120

Artigo 103.º Custos aceites com a aquisição dos de combustíveis para a produção de

energia elétrica ..................................................................................................... 124

Artigo 104.º Custos com a aplicação da tarifa social na RAA ........................................... 125

Artigo 105.º Proveitos da atividade de Distribuição de Energia elétrica da RAA .............. 127

Artigo 106.º Proveitos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA ...... 130

Artigo 107.º Custo com a convergência tarifária na RAA .................................................. 134

Artigo 108.º Custo com a convergência tarifária na RAA referente a 2006 e 2007 .......... 136

Artigo 109.º Transferência dos custos com a convergência tarifária na RAA para a

concessionária do transporte e distribuição da RAA ............................................ 138


vi

Secção VI Proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM ................................................................................................ 138

Artigo 110.º Proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAM ................................................................................................................. 138

Artigo 111.º Custos aceites com a aquisição de combustíveis para a produção de energia

elétrica .................................................................................................................. 143

Artigo 112.º Custos com a aplicação da tarifa social na RAM .......................................... 144

Artigo 113.º Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM ............. 146

Artigo 114.º Proveitos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM ..... 149

Artigo 115.º Custo com a convergência tarifária na RAM ................................................. 152

Artigo 116.º Custo com a convergência tarifária na RAM referente a 2006 e 2007 ......... 155

Artigo 117.º Transferência dos custos com a convergência tarifária na RAM para a

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM ........................... 156

Secção VII Incentivo à promoção do desempenho ambiental ................................. 157

Artigo 118.º Plano de Promoção do Desempenho Ambiental ........................................... 157

Artigo 119.º Regulamentação dos Planos de Promoção do Desempenho Ambiental ...... 157

Secção VIII Incentivo à redução de perdas .............................................................. 158

Artigo 120.º Incentivo à redução de perdas ...................................................................... 158

Artigo 121.º Metodologia de Cálculo do Incentivo ............................................................. 158

Artigo 122.º Nível de perdas de referência ........................................................................ 159

Artigo 123.º Envio de informação ...................................................................................... 159

Secção IX Incentivo à melhoria da continuidade de serviço .................................... 160

Artigo 124.º Incentivo à melhoria da continuidade de serviço ........................................... 160

Secção X Incentivo ao investimento em rede inteligente ......................................... 160

Artigo 125.º Incentivo ao investimento em rede inteligente .............................................. 160

Artigo 126.º Metodologia de Cálculo do Incentivo ............................................................. 160

Artigo 127.º Envio de informação ...................................................................................... 163

Secção XI Promoção da eficiência no consumo de energia elétrica ....................... 163

Artigo 128.º Plano de Promoção da Eficiência no Consumo ............................................ 163

Secção XII Incentivos à otimização da gestão dos contratos de aquisição de energia

elétrica ............................................................................................ 164

Artigo 129.º Mecanismo de otimização dos contratos de aquisição de energia elétrica .. 164


vii

Secção XIII Incentivos à ótima gestão das licenças de emissão de CO2 ................ 164

Artigo 130.º Mecanismos de otimização da gestão das licenças de emissão de CO2 ..... 164

Secção XIV Incentivo à disponibilidade da rede de transporte ................................ 164

Artigo 131.º Incentivo à disponibilidade da rede de transporte ......................................... 164

Secção XIV Mecanismo de correção dos desvios provisórios ocorridos ao nível do

custo com capital das atividades reguladas ................................... 165

Artigo 132.º Mecanismo de correção dos desvios provisórios ocorridos ao nível do custo

com capital das atividades reguladas ................................................................... 165

SECÇÃO XV Mecanismo de controlo da rendibilidade dos ativos ............................. 166

Artigo 133.º Mecanismo de controlo da rendibilidade dos ativos ...................................... 166

Secção XV Mecanismo regulatório para assegurar equilíbrio da concorrência no

mercado grossista de eletricidade .................................................. 167

Artigo 134.º Mecanismo regulatório para assegurar equilíbrio da concorrência no

mercado grossista de eletricidade ........................................................................ 167

Capítulo V Processo de cálculo das tarifas reguladas ......................................... 169

Secção I Metodologia de cálculo da tarifa de Energia ............................................. 169

Artigo 135.º Metodologia de cálculo da tarifa de Energia ................................................. 169

Artigo 136.º Estrutura dos preços marginais de energia ................................................... 170

Secção II Metodologia de cálculo das tarifas de Uso Global do Sistema ................ 171

Artigo 137.º Metodologia de cálculo da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo

operador da rede de transporte ............................................................................ 171

Artigo 138.º Encargos mensais da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo

operador da rede de transporte, relativos aos CMEC .......................................... 172

Artigo 139.º Metodologia de cálculo da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelos

operadores das redes de distribuição ................................................................... 173

Secção III Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte ........ 178

Artigo 140.º Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte a aplicar

pelo operador da rede de transporte .................................................................... 178

Artigo 141.º Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte em AT e

em MAT a aplicar pelos operadores das redes de distribuição às entregas a

clientes .................................................................................................................. 180


viii

Secção IV Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Distribuição ...... 184

Artigo 142.º Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Distribuição a aplicar

pelos operadores das redes de distribuição às entregas a clientes ..................... 184

Secção V Metodologia de cálculo das tarifas de Comercialização .......................... 189

Artigo 143.º Metodologia de cálculo das tarifas de Comercialização em AT, MT e BTE a

aplicar pelos comercializadores de último recurso ............................................... 189

Artigo 144.º Metodologia de cálculo da tarifa de Comercialização em BTN a aplicar pelos

comercializadores de último recurso .................................................................... 190

Secção VI Metodologia de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais

dos Comercializadores de Último Recurso ..................................... 191

Artigo 145.º Metodologia de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais

em BTN ................................................................................................................. 191

Artigo 146.º Metodologia de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais

em AT, MT e BTE ................................................................................................. 193

Artigo 147.º Mecanismo de limitação de acréscimos resultantes da convergência para

tarifas aditivas ....................................................................................................... 193

Artigo 148.º Ajustamentos resultantes da convergência para um sistema tarifário

aditivo .................................................................................................................... 195

Secção VII Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA 197

Artigo 149.º Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA ....... 197

Artigo 150.º Mecanismo de convergência das tarifas da RAA para os preços de venda a

clientes finais de Portugal continental .................................................................. 200

Artigo 151.º Ajustamentos resultantes da convergência tarifária nacional na RAA .......... 203

Secção VIII Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da

RAM ................................................................................................ 204

Artigo 152.º Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM ...... 204

Artigo 153.º Mecanismo de convergência das tarifas da RAM para os preços de venda a

clientes finais de Portugal continental .................................................................. 207

Artigo 154.º Ajustamentos resultantes da convergência tarifária nacional na RAM ......... 210

Capítulo VI Procedimentos ...................................................................................... 213

Secção I Disposições Gerais ................................................................................... 213

Artigo 155.º Frequência de fixação das tarifas .................................................................. 213

Artigo 156.º Período de regulação .................................................................................... 213


ix

Secção II Informação periódica a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da

RNT................................................................................................. 214

Artigo 157.º Informação a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da RNT ........ 214

Artigo 158.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Compra e Venda de

Energia Elétrica do Agente Comercial .................................................................. 217

Artigo 159.º Informação a fornecer à ERSE no âmbito da exploração da Zona Piloto para

a produção de energia elétrica a partir da energia das ondas ............................. 218

Artigo 160.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Gestão Global do Sistema

.............................................................................................................................. 219

Artigo 161.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Transporte de Energia

Elétrica .................................................................................................................. 220

Secção III Informação periódica a fornecer à ERSE pela entidade concessionária

da RND ........................................................................................... 221

Artigo 162.º Informação a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da RND ........ 221

Artigo 163.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Compra e Venda do Acesso

à Rede de Transporte ........................................................................................... 225

Artigo 164.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Distribuição de Energia

Elétrica .................................................................................................................. 226

Secção IV Informação periódica a fornecer à ERSE pelo comercializador de último

recurso ............................................................................................ 227

Artigo 165.º Informação a fornecer à ERSE pelo comercializador de último recurso ....... 227

Artigo 166.º Repartição de custos e proveitos na função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para fornecimento dos clientes ................................................................ 231

Artigo 167.º Repartição de custos e proveitos na função de Compra e Venda de Energia

Elétrica da Produção em Regime Especial .......................................................... 232

Artigo 168.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Compra e Venda do Acesso

às Redes de Transporte e Distribuição ................................................................ 232

Artigo 169.º Repartição de custos e proveitos na atividade de Comercialização ............. 233

Secção V Informação periódica a fornecer à ERSE pela concessionária do

transporte e distribuição da RAA .................................................... 234

Artigo 170.º Informação a fornecer à ERSE pela concessionária do transporte e

distribuição da RAA .............................................................................................. 234

Artigo 171.º Repartição de custos e proveitos da atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema da RAA .................................................................. 236


x

Artigo 172.º Repartição de custos e proveitos da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica da RAA ..................................................................................................... 238

Artigo 173.º Repartição de custos e proveitos da atividade de Comercialização de

Energia Elétrica da RAA ....................................................................................... 239

Secção VI Informação periódica a fornecer à ERSE pela concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM .................................... 240

Artigo 174.º Informação a fornecer à ERSE pela concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM .............................................................................. 240

Artigo 175.º Repartição de custos e proveitos da atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema da RAM ................................................................. 242

Artigo 176.º Repartição de custos e proveitos da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica da RAM .................................................................................................... 244

Artigo 177.º Repartição de custos e proveitos da atividade de Comercialização de

Energia Elétrica da RAM ...................................................................................... 245

Secção VII Fixação das Tarifas ................................................................................ 246

Artigo 178.º Balanço de energia elétrica ........................................................................... 246

Artigo 179.º Ativos fixos a remunerar ................................................................................ 246

Artigo 180.º Custos e proveitos da entidade concessionária da RNT ............................... 246

Artigo 181.º Custos e proveitos da entidade concessionária da RND .............................. 246

Artigo 182.º Custos e proveitos do comercializador de último recurso ............................. 247

Artigo 183.º Custos e proveitos da concessionária do transporte e distribuição da RAA . 247

Artigo 184.º Custos e proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado

da RAM ................................................................................................................. 247

Artigo 185.º Fixação das tarifas ......................................................................................... 247

Artigo 186.º Tarifas para o primeiro ano do novo período de regulação .......................... 248

Secção VIII Fixação excecional das tarifas .............................................................. 249

Artigo 187.º Início do processo .......................................................................................... 249

Artigo 188.º Fixação das tarifas ......................................................................................... 250

Secção IX Fixação dos parâmetros para novo período de regulação ..................... 251

Artigo 189.º Balanço de energia elétrica ........................................................................... 251

Artigo 190.º Informação económico-financeira .................................................................. 251

Artigo 191.º Fixação dos valores dos parâmetros ............................................................. 253

Secção X Revisão excecional dos parâmetros de um período de regulação .......... 253



xi

Artigo 193.º Fixação dos novos valores dos parâmetros .................................................. 254

Secção XI Procedimentos de garantia dos pressupostos regulatórios nas

concessões de distribuição ............................................................. 255


Artigo 195.º Definição da solução a adotar ....................................................................... 256

Artigo 196.º Medidas sem alteração do Regulamento Tarifário ........................................ 256

Secção XII Documentos complementares ao Regulamento Tarifário ...................... 257

Artigo 197.º Documentos ................................................................................................... 257

Artigo 198.º Elaboração e divulgação ............................................................................... 257

Capítulo VII Garantias administrativas e reclamações ......................................... 259

Secção I Garantias administrativas .......................................................................... 259

Artigo 199.º Admissibilidade de petições, queixas e denúncias ....................................... 259

Artigo 200.º Forma e formalidades .................................................................................... 259

Artigo 201.º Instrução e decisão ........................................................................................ 259

Capítulo VIII Disposições finais e transitórias ....................................................... 261

Secção I Disposições transitórias ............................................................................ 261

Artigo 202.º Ajustamentos transitórios .............................................................................. 261

Artigo 203.º Custos permitidos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes ................................................................................... 261

Secção II Disposições finais ..................................................................................... 261

Artigo 204.º Norma remissiva ............................................................................................ 261

Artigo 205.º Forma dos atos da ERSE .............................................................................. 261

Artigo 206.º Recomendações da ERSE ............................................................................ 262

Artigo 207.º Pareceres interpretativos da ERSE ............................................................... 262

Artigo 208.º Fiscalização e aplicação do Regulamento .................................................... 263

Artigo 209.º Auditorias de verificação do cumprimento regulamentar .............................. 263

Artigo 210.º Regime sancionatório .................................................................................... 264

Artigo 211.º Informação a enviar à ERSE ......................................................................... 264

Artigo 212.º Entrada em vigor ............................................................................................ 264


1

Capítulo I

Disposições e princípios gerais

Artigo 1.º

Objeto

1 - O presente Regulamento estabelece as disposições aplicáveis aos critérios e métodos para

a formulação de tarifas e preços de energia elétrica a prestar pelas entidades por ele abrangidas,

à definição das tarifas reguladas e respetiva estrutura, ao processo de cálculo e determinação

das tarifas, à determinação dos proveitos permitidos, aos procedimentos a adotar para a fixação

das tarifas, sua alteração e publicitação, bem como, às obrigações das entidades do setor

elétrico, nomeadamente, em matéria de prestação de informação.

2 - O presente regulamento estabelece ainda as disposições específicas aplicáveis à

convergência tarifária dos sistemas elétricos públicos de Portugal continental e das Regiões

Autónomas dos Açores e da Madeira.

Artigo 2.º

Âmbito

1 - O presente Regulamento tem por âmbito as tarifas a aplicar nas seguintes relações

comerciais:

a) Em Portugal continental:

i) Entregas da entidade concessionária da RNT à entidade concessionária da RND.

ii) Entregas da entidade concessionária da RND aos operadores das redes de distribuição

exclusivamente em BT.

iii) Fornecimentos dos comercializadores de último recurso aos clientes finais.

iv) Fornecimentos do comercializador de último recurso em MT e AT aos

comercializadores de último recurso exclusivamente em BT.

v) Utilização da rede da entidade concessionária da RNT.

vi) Utilização das redes da entidade concessionária da RND.

vii) Utilização das redes dos operadores das redes de distribuição exclusivamente em BT.

b) Na Região Autónoma dos Açores:

i) Fornecimentos da concessionária do transporte e distribuição da RAA aos clientes

finais.


2

ii) Utilização das redes da concessionária do transporte e distribuição da RAA.

c) Na Região Autónoma da Madeira:

i) Fornecimentos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM aos

clientes finais.

ii) Utilização das redes da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM.

2 - Estão abrangidos pelo âmbito de aplicação do presente Regulamento:

a) Em Portugal continental:

i) Os clientes.

ii) Os comercializadores.

iii) Os comercializadores de último recurso.

iv) Os operadores das redes de distribuição em AT e MT.

v) Os operadores das redes de distribuição exclusivamente em BT.

vi) O operador da rede de transporte.

vii) O Agente Comercial.

viii) Os produtores em regime ordinário.

ix) Os produtores em regime especial, nos termos previstos na legislação.

x) Os operadores de mercado.

xi) O operador Logístico de Mudança de Comercializador.

b) Nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira:

i) Os clientes vinculados.

ii) Os clientes não vinculados.

iii) A concessionária do transporte e distribuição da RAA.

iv) A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM.

v) Os produtores vinculados.

vi) Os produtores não vinculados.

vii) Os produtores em regime especial, nos termos previstos na legislação.

Artigo 3.º

Siglas e definições

1 - No presente Regulamento são utilizadas as seguintes siglas:


3

a) AT - Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior

a 110 kV).

b) BT - Baixa Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV).

c) BTE - Baixa Tensão Especial (fornecimentos em Baixa Tensão com a potência contratada

superior a 41,4 kW).

d) BTN - Baixa Tensão Normal (fornecimentos em Baixa Tensão com a potência contratada

inferior ou igual 41,4 kVA).

e) CAE - Contrato de aquisição de energia.

f) CMEC - Custos para a manutenção do equilíbrio contratual, definidos no Decreto-Lei

n.º 240/2004, de 27 de dezembro.

g) ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.

h) INE - Instituto Nacional de Estatística.

i) MAT - Muito Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV).

j) MT - Média Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior

a 45 kV).

k) RA - Regiões Autónomas.

l) RAA - Região Autónoma dos Açores.

m) RAM - Região Autónoma da Madeira.

n) RND - Rede Nacional de Distribuição de Eletricidade em alta e média tensão.

o) RNT - Rede Nacional de Transporte de Eletricidade em Portugal continental.

p) SEN - Sistema Elétrico Nacional.

2 - Para efeitos do presente Regulamento, entende-se por:

a) Ativo fixo - ativo com caráter duradouro ou de permanência numa empresa, definido de

acordo com o normativo contabilístico em vigor.

b) Agente comercial – entidade responsável pela compra e venda de toda a energia elétrica

proveniente dos CAE, nos termos previstos no Capítulo VI do Regulamento de Relações

Comerciais.

c) Agente de mercado - entidade que transaciona energia elétrica nos mercados organizados

ou por contratação bilateral, designadamente: produtor em regime ordinário, produtor em

regime especial, comercializador, comercializador de último recurso, comercializador que

atue como facilitador de mercado, Agente Comercial e cliente.


4

d) Ajustamento para perdas - mecanismo que relaciona a energia elétrica medida num ponto

da rede com as perdas que o seu trânsito origina, a partir de um outro ponto.

e) Cliente - pessoa singular ou coletiva que, através da celebração de um contrato de

fornecimento, compra energia elétrica para consumo próprio.

f) Cliente economicamente vulnerável - é a pessoa singular que se encontra na condição de

beneficiar da tarifa social de fornecimento de eletricidade, nos termos da legislação

aplicável.

g) Cogerador - entidade que detenha uma instalação de cogeração licenciada, nos termos

previstos no Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de março.

h) Comercializador - entidade titular de licença de comercialização de energia elétrica, cuja

atividade consiste na compra a grosso e na venda a grosso e a retalho de energia elétrica,

em nome próprio ou em representação de terceiros.

i) Comercializador de último recurso - entidade titular de licença de comercialização, que no

exercício da sua atividade está sujeita à obrigação de prestação universal do serviço de

fornecimento de energia elétrica, nos termos legalmente definidos.

j) Consumos sazonais - consumos referentes a atividades económicas que apresentem pelo

menos cinco meses consecutivos de ausência de consumo num período anual, excluindo-

se, nomeadamente, consumos referentes a casas de habitação.

k) Distribuição - veiculação de energia elétrica através de redes em alta, média ou baixa

tensão, para entrega a clientes, excluindo a comercialização.

l) Concessionária da Zona Piloto - entidade responsável, em regime de serviço público, pela

gestão da zona piloto, identificada no Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de janeiro, destinada à

produção de energia elétrica a partir da energia das ondas.

m) Entrega de energia elétrica - alimentação física de energia elétrica.

n) Fontes de energia renováveis - as fontes de energia não fósseis renováveis, tais como:

energia eólica, solar, geotérmica, das ondas, das marés, hídrica, biomassa, gás de aterro,

gás proveniente de estações de tratamento de águas residuais e biogás.

o) Fornecimentos a clientes - quantidades envolvidas na faturação das tarifas de Venda a

Clientes Finais.

p) Operador da rede de distribuição - entidade concessionária da RND ou de redes em BT,

autorizada a exercer a atividade de distribuição de eletricidade.

q) Operador da rede de transporte - entidade concessionária da RNT, nos termos das Bases

de Concessão e do respetivo contrato.


5

r) Operador de mercado - entidade responsável pela gestão de mercados organizados, nas

modalidades de contratação diária, intradiária ou a prazo e pela concretização de atividades

conexas, nomeadamente a determinação de índices e a divulgação de informação.

s) Perdas - diferença entre a energia que entra num sistema elétrico e a energia que sai desse

sistema elétrico, no mesmo intervalo de tempo.

t) Período horário - intervalo de tempo no qual a energia ativa é faturada ao mesmo preço.

u) Produtor em regime especial - entidade habilitada para a produção de energia elétrica

sujeita a regimes jurídicos especiais, podendo beneficiar de incentivos nos termos e pelo

período estabelecido na lei, designadamente a produção de eletricidade a partir de

cogeração e a partir de recursos endógenos, renováveis e não renováveis, a produção de

eletricidade em unidades de pequena produção, a produção de eletricidade para

autoconsumo ou outra produção sem injeção de potência na rede, bem como titular de

licença ou de registo para a produção de eletricidade através de recursos endógenos,

renováveis e não renováveis, não sujeita a regime jurídico especial.

v) Produtor em regime ordinário - entidade titular de licença de produção de energia elétrica

cuja atividade não esteja abrangida por um regime jurídico especial.

w) Receção de energia elétrica - entrada física de energia elétrica.

x) Serviços de sistema - serviços necessários para a operação do sistema com adequados

níveis de segurança, estabilidade e qualidade de serviço.

y) Transporte - veiculação de energia elétrica numa rede interligada de Muito Alta Tensão e

Alta Tensão, para efeitos de receção dos produtores e entrega a distribuidores ou a grandes

clientes finais, mas sem incluir a comercialização.

z) Uso das redes - utilização das redes e instalações nos termos do Regulamento do Acesso

às Redes e às Interligações.

3 - Para efeitos do presente Regulamento e para Portugal continental, utilizam-se as expressões

comercializador de último recurso, distribuidor ou operador das redes de distribuição, com os

seguintes significados, consoante se empregue o singular ou o plural, nos seguintes termos:

a) No singular:

i) a EDP Serviço Universal, S.A, compreendendo todos os níveis de tensão de

comercialização de último recurso.

ii) a EDP Distribuição - Energia, S.A., compreendendo todos os níveis de tensão de

comercialização, distribuição ou operação das redes.

b) No plural: EDP Serviço Universal, S.A, a EDP Distribuição - Energia, S.A., nos termos

referidos no número anterior, bem como os demais comercializadores de último recurso e

operadores das redes de distribuição exclusivamente em BT.


6

Artigo 4.º

Prazos

1 - Sem prejuízo de outra indicação específica, os prazos estabelecidos no presente

Regulamento que não tenham natureza administrativa são prazos contínuos.

2 - Os prazos previstos no número anterior contam-se nos termos gerais previstos no Código

Civil.

3 - Os prazos de natureza administrativa fixados no presente Regulamento que envolvam

entidades públicas contam-se nos termos do Código do Procedimento Administrativo.

Artigo 5.º

Princípios gerais

O presente Regulamento fundamenta-se no respeito pelos seguintes princípios:

a) Igualdade de tratamento e de oportunidades.

b) Uniformidade tarifária, de modo que o sistema tarifário em vigor se aplique universalmente

a todos os clientes promovendo-se a convergência dos sistemas elétricos do continente e

das Regiões Autónomas.

c) Inexistência de subsidiações cruzadas entre atividades e entre clientes, através da

adequação das tarifas aos custos e da adoção do princípio da aditividade tarifária.

d) Criação de incentivos às empresas reguladas para permitir o desempenho das suas

atividades de uma forma economicamente eficiente, respeitando os padrões de qualidade

de serviço estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço e mantendo níveis

adequados de segurança na produção, no transporte e na distribuição de energia elétrica.

e) Contribuição para a promoção da eficiência energética e da qualidade ambiental.

f) Proteção dos clientes face à evolução das tarifas, assegurando simultaneamente o equilíbrio

económico e financeiro às atividades exercidas em regime de serviço público em condições

de gestão eficiente.

g) Transmissão dos sinais económicos adequados a uma utilização eficiente das redes e

demais instalações do SEN, através da repercussão da estrutura dos custos marginais na

estrutura das tarifas.

h) Transparência e simplicidade na formulação e fixação das tarifas.

i) Estabilidade das tarifas considerando as expectativas dos consumidores.


7

Artigo 6.º

Obrigações de serviço público

1 - No exercício das suas atividades, os sujeitos intervenientes no SEN devem observar as

obrigações de serviço público estabelecidas na lei.

2 - Nos termos definidos na lei, são obrigações de serviço público, nomeadamente:

a) A segurança, a regularidade e a qualidade do abastecimento.

b) A garantia da universalidade de prestação do serviço.

c) A garantia de ligação de todos os clientes às redes.

d) A proteção dos consumidores, designadamente quanto a tarifas e preços.

e) A promoção da eficiência energética, a utilização racional dos recursos renováveis e

endógenos e a proteção do ambiente.

f) A convergência do SEN, traduzida na solidariedade e cooperação com os sistemas elétricos

das Regiões Autónomas.


9

Capítulo II

Atividades e contas das empresas reguladas

Artigo 7.º

Atividade do Agente Comercial

Para efeitos do presente Regulamento, o Agente Comercial exerce a atividade de Compra e

Venda de Energia Elétrica nos termos do Regulamento de Relações Comerciais.

Artigo 8.º

Atividades do operador da rede de transporte em Portugal continental

Para efeitos do presente Regulamento, o operador da rede de transporte em Portugal continental

desenvolve, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais, as seguintes atividades:

a) Gestão Global do Sistema.

b) Transporte de Energia Elétrica.

Artigo 9.º

Atividades do operador da rede de distribuição em Portugal continental

Para efeitos do presente Regulamento, o operador da rede de distribuição desenvolve, nos

termos do Regulamento de Relações Comerciais, as seguintes atividades:

a) Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte.

b) Distribuição de Energia Elétrica.

Artigo 10.º

Atividades do comercializador de último recurso

Para efeitos do presente Regulamento, o comercializador de último recurso desenvolve, nos

termos do Regulamento de Relações Comerciais, as seguintes atividades:

a) Compra e Venda de Energia Elétrica.

b) Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e Distribuição.

c) Comercialização.


10

Artigo 11.º

Atividades da concessionária do transporte e distribuição da RAA

Para efeitos do presente Regulamento, a concessionária do transporte e distribuição da RAA

desenvolve, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais, as seguintes atividades:

a) Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema.


c) Comercialização de Energia Elétrica.

Artigo 12.º

Atividades da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM

Para efeitos do presente Regulamento, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado

da RAM desenvolve, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais, as seguintes

atividades:

a) Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema.


c) Comercialização de Energia Elétrica.

Artigo 13.º

Taxas de remuneração

As taxas de remuneração das atividades reguladas definidas no Capítulo IV estão sujeitas à:

a) Aplicação de metodologia de indexação que reflita a evolução do enquadramento

económico e financeiro, definida pela ERSE para o período de regulação;

b) Consideração de custos de financiamento e estruturas de capital eficientes.

Artigo 14.º

Contas reguladas

1 - A entidade concessionária da RNT, a concessionária da Zona Piloto, a entidade

concessionária da RND, o comercializador de último recurso, a concessionária do transporte e

distribuição da RAA e a concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM devem

manter atualizada a contabilidade para efeitos de regulação, adiante denominada de contas

reguladas, que permita a aplicação do presente Regulamento.


11

2 - As contas reguladas devem obedecer às regras estabelecidas no presente Regulamento e

nas normas e metodologias complementares aprovadas pela ERSE.

3 - A ERSE, sempre que julgar conveniente, pode aprovar ou emitir normas e metodologias

complementares que permitam especificar, detalhar ou clarificar as regras a que devem obedecer

as contas reguladas.

4 - As normas e metodologias complementares aprovadas pela ERSE aplicam-se às contas do

ano civil em que são publicadas e às dos anos seguintes.

5 - As contas reguladas enviadas anualmente à ERSE, de acordo com o estabelecido no

Capítulo VI do presente Regulamento, são aprovadas pela ERSE constituindo as contas

reguladas aprovadas.

6 - As contas reguladas, enviadas à ERSE para aprovação, devem ser preparadas tomando

sempre como base as contas reguladas aprovadas do ano anterior.

7 - O agente comercial, a entidade concessionária da RNT, a concessionária da Zona Piloto, a

entidade concessionária da RND, o comercializador de último recurso, a concessionária do

transporte e distribuição da RAA e a concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM devem enviar à ERSE, no início de cada período de regulação, a designação da empresa

de auditoria que irá certificar as contas e as regras contabilísticas para efeitos de regulação.

Caso ocorra a cessação contratual com a empresa de auditoria durante o período regulatório,

deverá ser designada num prazo de 15 dias nova empresa de auditoria que irá certificar as contas

e as regras contabilísticas para efeitos de regulação, sendo dado conhecimento à ERSE.

Artigo 15.º

Relatório sumário das demonstrações financeiras das atividades reguladas

1 - O relatório sumário das demonstrações financeiras anuais das atividades reguladas deve

incluir o balanço, demonstração de resultados e respetivas notas anexas, nos termos das

Normas Complementares emitidas pela ERSE, bem como a certificação das contas reguladas

efetuada pelos auditores externos a que estão obrigadas ao abrigo deste regulamento.

2 - O relatório referido no número anterior deve ser disponibilizado nas páginas da internet das

empresas reguladas, até 1 de maio.


12

Artigo 16.º

Auditorias complementares à auditoria financeira

1 - As entidades abrangidas pelo âmbito de aplicação do presente regulamento deverão recorrer

a mecanismos de auditoria para verificar o cumprimento das disposições regulamentares que

lhes são aplicáveis.

2 - O conteúdo e os termos de referência das auditorias e os critérios de seleção das entidades

responsáveis pela realização das auditorias são aprovadas pela ERSE, na sequência de

proposta das entidades responsáveis pela promoção das auditorias.

3 - Cabe à ERSE aprovar um plano de realização de auditorias, o qual deverá conter as matérias

que estão sujeitas à realização de auditorias periódicas, nos termos da regulamentação

específica aplicável.

4 - Sem prejuízo do disposto no número anterior, sempre que o considere necessário, a ERSE

pode solicitar às entidades abrangidas pelo âmbito de aplicação do presente regulamento ou por

iniciativa própria, desencadear auditorias complementares às auditorias financeiras ou de outra

natureza realizadas pelo agente comercial, a entidade concessionária da RNT, a entidade

concessionária da RND, o comercializador de último recurso, a concessionária do transporte e

distribuição da RAA e a concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, no âmbito

da certificação das contas reguladas do final de cada exercício económico a que se encontram

obrigadas por este regulamento, fundamentando o seu pedido.

5 - Os custos com a realização das auditorias referidas nos números anteriores são suportados

pelas empresas reguladas sempre que das conclusões destas auditorias resultarem

fundamentos que contrariem a informação financeira ou técnica enviada pelas empresas para

efeitos de cálculo dos ajustamentos aos proveitos nos termos do presente regulamento ou

sempre que os seus custos não respeitem critérios de razoabilidade e de proporcionalidade.

6 - Caso as auditorias complementares referidas no número anterior sejam promovidas pelas

entidades sujeitas a regulação, estas devem recorrer a auditores externos, independentes e de

reconhecida idoneidade.

Artigo 17.º

Envio de informação

1 - Sem prejuízo dos prazos estipulados e da informação a enviar à ERSE de acordo com o

estabelecido no Capítulo VI do presente Regulamento, sempre que considere necessário, a

ERSE pode:

a) Solicitar informação prevista no presente regulamento, noutros prazos.


13

b) Solicitar informação adicional ou complementar.

2 - A informação solicitada ao abrigo do número anterior deve ser enviada à ERSE em prazos

específicos a estabelecer, caso a caso, pela ERSE.


15

Capítulo III

Tarifas reguladas

Secção I

Disposições gerais

Artigo 18.º

Definição das Tarifas

O presente Regulamento define as seguintes tarifas:

a) Tarifas de Acesso às Redes.

b) Tarifa Social de Acesso às Redes.

c) Tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores de Último Recurso.

d) Tarifa Social de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores de Último Recurso.

e) Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA.

f) Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM.

g) Tarifa de Energia.

h) Tarifas de Uso Global do Sistema.

i) Tarifas de Uso da Rede de Transporte:

i) Tarifa de Uso da Rede de Transporte a aplicar aos produtores.

ii) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT.

iii) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT.

j) Tarifa de Venda do Operador da Rede de Transporte.

k) Tarifas de Uso da Rede de Distribuição:

i) Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT.

ii) Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT.

iii) Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT.

l) Tarifas de Comercialização:

i) Tarifa de Comercialização em AT e MT.

ii) Tarifa de Comercialização em BTE.

iii) Tarifa de Comercialização em BTN.


16

Artigo 19.º

Fixação das tarifas

1 - As tarifas referidas no artigo anterior são estabelecidas de acordo com as metodologias

definidas no Capítulo IV e no Capítulo V e com os procedimentos definidos no Capítulo VI.

2 - O operador da rede de transporte, os operadores das redes de distribuição, os

comercializadores de último recurso, a concessionária do transporte e distribuição da RAA e a

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM podem propor à ERSE tarifas e

respetivas regras de aplicação que proporcionem níveis de proveitos inferiores aos estabelecidos

pela ERSE.

3 - As tarifas referidas no número anterior devem ser oferecidas de forma não discriminatória,

sendo-lhe aplicáveis os demais princípios previstos no Artigo 5.º.

4 - No caso das tarifas estabelecidas ao abrigo do n.º 2 -, a correspondente redução nos

proveitos não é considerada para efeitos de determinação dos ajustamentos anuais previstos no

Capítulo IV.

Secção II

Estrutura do tarifário em Portugal continental

Artigo 20.º

Tarifas e proveitos

1 - As tarifas previstas no presente capítulo nos termos do Quadro 1 e do Quadro 2 são

estabelecidas por forma a proporcionarem os proveitos definidos no Capítulo IV.

2 - A tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da rede de transporte ao operador

da rede de distribuição em MT e AT deve proporcionar os proveitos permitidos da atividade de

Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial e da atividade de Gestão Global do

Sistema do operador da rede de transporte.

3 - A tarifa de Uso da Rede de Transporte a aplicar pelo operador da rede de transporte aos

produtores em regime ordinário e aos produtores em regime especial pela entrada na RNT e na

RND deve proporcionar uma parcela dos proveitos permitidos da atividade de Transporte de

Energia Elétrica.

4 - As tarifas de Uso da Rede de Transporte em MAT e de Uso da Rede de Transporte em AT

a aplicar pelo operador da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT


17

devem proporcionar a restante parcela dos proveitos permitidos da atividade de Transporte de

Energia Elétrica.

5 - As tarifas de Uso da Rede de Distribuição em AT, de Uso da Rede de Distribuição em MT e

de Uso da Rede de Distribuição em BT a aplicar às entregas dos operadores das redes de

distribuição devem proporcionar os proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica.

6 - As tarifas de Uso da Rede de Distribuição são aplicadas às entregas do nível de tensão em

que é efetuada a entrega e dos níveis de tensão inferiores.

7 - As tarifas de Comercialização em AT e MT, de Comercialização em BTE e de

Comercialização em BTN a aplicar pelos comercializadores de último recurso aos fornecimentos

a clientes devem proporcionar os proveitos a recuperar na atividade de Comercialização.

8 - A tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar às entregas dos operadores das redes de

distribuição deve proporcionar os proveitos a recuperar pelos operadores das redes de

distribuição relativos à gestão global do sistema, à compra e venda de energia elétrica do agente

comercial, ao diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime

especial, aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual e aos défices tarifários, entre

outros.

9 - As tarifas de Uso da Rede de Transporte em MAT e de Uso da Rede de Transporte em AT

a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição devem proporcionar os proveitos

a recuperar pelos operadores das redes de distribuição relativos ao transporte de energia

elétrica.

10 - Os proveitos a recuperar pelos operadores das redes de distribuição definidos nos n.os 8 - e

9 - coincidem com os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede

de Transporte.

11 - A tarifa de Energia, a aplicar pelos comercializadores de último recurso aos fornecimentos

a clientes, deve recuperar os custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

fornecimento dos clientes.

12 - Os comercializadores de último recurso aplicam aos fornecimentos a clientes as tarifas

referidas nos n.os 5 -,8 - e 9 -, que lhes permitem recuperar os proveitos permitidos da atividade

de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e Distribuição.

13 - As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais aplicam-se aos clientes dos

comercializadores de último recurso e resultam da adição das tarifas referidas nos

n.os 5 -,7 -, 8 -, 9 - e 11 -, acrescidas de um fator de atualização, nos termos do Artigo 21.º.


18

14 - As tarifas de Acesso às Redes aplicam-se às entregas dos operadores das redes de

distribuição e resultam da adição das tarifas referidas nos n.os 5 -,8 - e 9 -, nos termos do

Artigo 22.º.

15 - Os preços das tarifas estabelecidas no presente Regulamento são definidos anualmente.

16 - As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais, referidas no n.º 13 -, podem ser revistas

nos termos da legislação aplicável.

QUADRO 1 – TARIFAS E PROVEITOS DO AGENTE COMERCIAL, DO OPERADOR DA

REDE DE TRANSPORTE E DOS OPERADORES DAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO

Agente Comercial Operador da Rede de Transporte Operadores das redes de

distribuição Clientes

Proveitos Proveitos Tarifas Proveitos Tarifas Níveis de Tensão

Proveitos

Atividade de

Compra e Venda

de Energia

Elétrica

UGST Proveitos a

recuperar pela tarifa de UGS UGS

MAT

AT

Proveitos

Atividade de

Gestão Global

do Sistema

MT

Diferencial PRE

BT

Proveitos Atividade de

Transporte de Energia Elétrica

URTP

URTMAT

Proveitos a recuperar pelas tarifas de URT

URTMAT MAT

URTAT URTAT

AT

MT

BT

Proveitos Atividade de

Distribuição de Energia Elétrica

URDAT

AT

MT

BT

URDMT

MT

BT

URDBT BT


19

QUADRO 2 - TARIFAS E PROVEITOS DOS COMERCIALIZADORES DE ÚLTIMO RECURSO

Comercializadores de último recurso Clientes

Proveitos Tarifas Níveis de Tensão

Proveitos Atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes

de Transporte e Distribuição

UGS + URTAT + URDAT AT

UGS + URTAT + URDAT + URDMT MT

UGS + URTAT + URDAT + URDMT + URDBT BT > 41,4 kW

UGS + URTAT + URDAT + URDMT + URDBT BT ≤ 41,4 kVA

Proveitos Atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica

E

AT

MT

BT

Proveitos Atividade de Comercialização

CNT

AT

MT

CBTE BT > 41,4 kW

CBTN BT ≤ 41,4 kVA

Legenda:

E Tarifa de Energia

UGST Tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da rede de transporte

UGS Tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelos operadores das redes de distribuição

Diferencial PRE Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial

URTP Tarifa de Uso da Rede de Transporte a aplicar pelo operador da rede de transporte aos produtores

URTMAT Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT

URTAT Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT

URDAT Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT

URDMT Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT

URDBT Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT

CNT Tarifa de Comercialização em AT e MT

CBTE Tarifa de Comercialização em BTE

CBTN Tarifa de Comercialização em BTN

Artigo 21.º

Tarifas a aplicar pelos comercializadores de último recurso

1 - Os comercializadores de último recurso aplicam as seguintes tarifas:

a) Tarifa Social de Venda a Clientes Finais.

b) Tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais.

c) Tarifas de venda a clientes finais em locais onde não exista oferta dos comercializadores de

eletricidade em regime de mercado.


20

d) Tarifas de venda a clientes finais cujo comercializador tenha ficado impedido de exercer a

atividade de comercializador de eletricidade.

2 - A tarifa Social de Venda a Clientes Finais é aplicável aos clientes finais economicamente

vulneráveis, definidos nos termos da legislação aplicável.

3 - A tarifa Social de Venda a Clientes Finais é calculada nos termos do Artigo 41.º.

4 - As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais resultam da adição das tarifas de Energia,

de Uso Global do Sistema, de Uso da Rede de Transporte, de Uso da Rede de Distribuição e de

Comercialização, acrescidas de um fator de atualização.

5 - Nas situações referidas nas alíneas c) e d) do n.º 1 - aplicam-se as tarifas transitórias

legalmente estabelecidas e, após a extinção destas, o preço equivalente à soma das parcelas

relevantes da tarifa que serve de base ao cálculo da tarifa Social de Venda a Clientes Finais, nos

termos da legislação aplicável.

Artigo 22.º

Tarifas a aplicar às entregas dos operadores das redes de distribuição

1 - Os clientes ligados às redes do Sistema Público têm direito ao acesso e uso da RNT e das

redes de distribuição em AT, MT e BT, nos termos do estabelecido no Regulamento do Acesso

às Redes e às Interligações.

2 - Às entregas dos operadores das redes de distribuição aplicam-se as tarifas de Acesso às

Redes.

3 - As tarifas de Acesso às Redes resultam da adição das tarifas de Uso Global do Sistema, de

Uso da Rede de Transporte e de Uso da Rede de Distribuição, aplicáveis pelos operadores das

redes de distribuição, conforme estabelecido no Quadro 3.

4 - Os operadores das redes de distribuição exclusivamente em BT devem pagar ao operador

da rede de distribuição em MT e AT as componentes definidas no Regulamento de Relações

Comerciais.

5 - Às entregas aos comercializadores de último recurso exclusivamente em BT e que optem

por adquirir a energia elétrica para fornecer os seus clientes nos mercados organizados ou

através de contratos bilaterais aplica-se a regra de faturação estabelecida no Regulamento de

Relações Comerciais.


21

QUADRO 3 - TARIFAS INCLUÍDAS NAS TARIFAS DE ACESSO ÀS REDES DOS

OPERADORES DAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO

Tarifas por Atividade

Tarifas aplicáveis às entregas dos operadores das redes de distribuição

MAT AT MT BTE BTN

UGS X X X X X

URTMAT X - - - -

URTAT - X X X X

URDAT - X X X X

URDMT - - X X X

URDBT - - - X X

Legenda:







Artigo 23.º

Tarifas a aplicar às entregas do operador da rede de transporte ao operador da rede

de distribuição em MT e AT

1 - A tarifa de Venda do Operador da Rede de Transporte é aplicada às entregas do operador

da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT.

2 - A tarifa referida no número anterior é composta por duas parcelas:

a) Tarifa de Uso Global do Sistema.

b) Tarifas de Uso da Rede de Transporte.

3 - As tarifas de Uso da Rede de Transporte, referidas na alínea b) do número anterior, são as

seguintes:

a) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT, para as entregas em MAT.

b) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT, para as restantes entregas.


22

Artigo 24.º

Estrutura geral das tarifas

1 - Sem prejuízo do estabelecido nas Secções seguintes, as tarifas definidas na presente

Secção são compostas pelos seguintes preços:

a) Termo tarifário fixo, definido em Euros por mês.

b) Preços de potência contratada, definidos em Euros por kW, por mês.

c) Preços de potência em horas de ponta, definidos em Euros por kW, por mês.

d) Preços da energia ativa discriminados por período tarifário, definidos em Euros por kWh.

e) Preços da energia reativa capacitiva e indutiva, definidos em Euros por kvarh.

2 - Os preços definidos no número anterior podem ser diferenciados segundo os seguintes

critérios:

a) Nível de tensão.

b) Período tarifário.

Artigo 25.º

Estrutura geral das tarifas reguladas por atividade

A estrutura geral dos preços que compõem as tarifas por atividade estabelecidas no presente

capítulo é a constante do Quadro 4.


23

QUADRO 4 - ESTRUTURA GERAL DAS TARIFAS POR ATIVIDADE

Tarifas por Atividade

Preços das Tarifas

TPc TPp TWp TWc TWvn TWsv TWrc TWri TF

E - - X X X X - - -

UGS X - X X X X - - -

URTMAT X X X X X X X X -

URTAT X X X X X X X X -

URDAT X X X X X X X X -

URDMT X X X X X X X X -

URDBT X X X X X X X X -

CNT - - X X X X - - X

CBTE - - X X X X - - X

CBTN - - X X X X - - X

Legenda:

E Tarifa de Energia

UGS Tarifa de Uso Global do Sistema









TPc Preço de potência contratada

TPp Preço de potência em horas de ponta

TWp Preço da energia ativa em horas de ponta

TWc Preço da energia ativa em horas cheias

TWvn Preço da energia ativa em horas de vazio normal

TWsv Preço da energia ativa em horas de super vazio

TWrc Preço da energia reativa capacitiva

TWri Preço da energia reativa indutiva

TF Preço do termo tarifário fixo


24

Artigo 26.º

Estrutura geral das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos

Comercializadores de Último Recurso

1 - A estrutura geral das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores

de Último Recurso é coincidente com a estrutura geral das tarifas por atividade a aplicar pelos

comercializadores de último recurso, apresentada no Quadro 4 do Artigo 25.º, após a sua

conversão para o respetivo nível de tensão de fornecimento.

2 - Nos fornecimentos em BTN, os preços das tarifas por atividade são agregados conforme

apresentado no Quadro 5.

QUADRO 5 - ESTRUTURA GERAL DAS TARIFAS TRANSITÓRIAS DE VENDA A CLIENTES

FINAIS EM BTN DOS COMERCIALIZADORES DE ÚLTIMO RECURSO

Tarifas de Venda a Clientes Finais Preços das Tarifas

Tarifas N.º Períodos

Horários TPc TPp TWp TWc TWvn TWsv TWrc TWri TF

BTN (3) 3 UGS

URDBT

- E

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

CBTN

E

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

CBTN

E

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

CBTN

- - CBTN

BTN (2) 2 UGS

URDBT

- E

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

CBTN

E

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

CBTN

- - CBTN

BTN (1) 1 UGS

URDBT

- E

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

CBTN

- - CBTN

Legenda:

(3) Tarifas de BTN tri-horárias

(2) Tarifas de BTN bi-horárias

(1) Tarifas de BTN simples






25





TF Preço do termo tarifário fixo

E Tarifa de Energia







Artigo 27.º

Estrutura geral das Tarifas de Acesso às Redes

1 - A estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes a aplicar às entregas dos operadores das

redes de distribuição em cada nível de tensão é a constante do Quadro 6, coincidindo com a

estrutura geral das tarifas por atividade a aplicar pelos operadores das redes de distribuição,

apresentada no Quadro 3 do Artigo 22.º e no Quadro 4 do Artigo 25.º, após a sua conversão

para o respetivo nível de tensão de entrega.

2 - Nas entregas em BT dos operadores das redes de distribuição os preços das tarifas por

atividade são agregados conforme apresentado no Quadro 6.


26

QUADRO 6 - ESTRUTURA GERAL DAS TARIFAS DE ACESSO ÀS REDES

Tarifas de Acesso às Redes

Preços das Tarifas

Nível de Tensão TPc TPp TWp TWc TWvn TWsv TWrc TWri

MAT UGS

URTMAT URTMAT

URTMAT

UGS

URTMAT

UGS

URTMAT

UGS

URTMAT

UGS URTMAT URTMAT

AT UGS

URDAT

URTAT

URDAT

UGS

URTAT

URDAT

UGS

URTAT

URDAT

UGS

URTAT

URDAT

UGS

URTAT

URDAT

URDAT URDAT

MT UGS

URDMT

URTAT

URDAT

URDMT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDMT URDMT

BTE UGS

URDBT

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

URDBT URDBT

BTN (3) UGS

URDBT -

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

- -

BTN (2) UGS

URDBT -

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

- -

BTN (1) UGS

URDBT -

UGS

URTAT

URDAT

URDMT

URDBT

- -

Legenda:













27







Artigo 28.º

Períodos tarifários

1 - Para efeitos do presente Regulamento consideram-se os seguintes períodos tarifários:

a) Períodos trimestrais.

b) Períodos horários.

2 - Consideram-se os seguintes períodos trimestrais de entrega de energia elétrica:

a) Período I ..........de 1 de janeiro a 31 de março.

b) Período II .........de 1 de abril a 30 de junho.

c) Período III ........de 1 de julho a 30 de setembro.

d) Período IV ........de 1 de outubro a 31 de dezembro.

3 - Consideram-se os seguintes períodos horários de entrega de energia elétrica:

a) Horas de ponta.

b) Horas cheias.

c) Horas de vazio normal.

d) Horas de super vazio.

4 - O período horário de vazio aplicável nas tarifas com dois e três períodos horários engloba os

períodos horários de vazio normal e de super vazio.

5 - O período horário de fora de vazio aplicável nas tarifas com dois períodos horários engloba

os períodos horários de ponta e cheias.

6 - A duração dos períodos horários estabelecidos no n.º 3 - é diferenciada de acordo com o

ciclo semanal e com o ciclo diário, definidos nos Quadros 7.1 e 7.2.

7 - Para os clientes em MT, AT e MAT com ciclo semanal consideram-se os feriados nacionais

como períodos de vazio.


28

QUADRO 7 - DURAÇÃO DOS PERÍODOS HORÁRIOS

Quadro 7.1 - Ciclo semanal:

Hora legal de inverno Hora legal de verão

Segunda a Sexta-feira

Ponta: 5 h / dia

Segunda a Sexta-feira

Ponta: 3 h / dia

Cheias: 12 h / dia Cheias: 14 h / dia

Vazio normal: 3 h / dia

Super vazio: 4 h / dia



Sábados

Cheias: 7 h / dia

Sábados

Cheias: 7 h / dia





Domingos



Domingos



Quadro 7.2 - Ciclo diário:


Ponta: 4 h / dia Ponta: 4 h / dia


Vazio normal: 6 h / dia Vazio normal: 6 h / dia

Super vazio: 4 h / dia Super vazio: 4 h / dia

Secção III

Estrutura do tarifário nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira

Artigo 29.º

Tarifas e proveitos da entidade concessionária do transporte e distribuição da RAA

1 - As tarifas previstas na presente Secção nos termos do Quadro 8 são estabelecidas por forma

a proporcionarem os proveitos definidos no Capítulo IV.


de Uso da Rede de Distribuição em BT devem proporcionar uma parcela dos proveitos permitidos

da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA.


29




Comercialização em BTN a aplicar aos fornecimentos a clientes vinculados devem proporcionar

uma parcela dos proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da

RAA.

5 - A tarifa de Uso Global do Sistema e a tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT a aplicar

aos fornecimentos a clientes vinculados e às entregas a clientes não vinculados devem

proporcionar uma parcela dos proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica

e Gestão do Sistema da RAA.

6 - A tarifa de Energia a aplicar aos fornecimentos a clientes vinculados deve proporcionar uma

parcela dos proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do

Sistema da RAA.

7 - Os custos com a convergência tarifária na RAA a recuperar através da tarifa de Uso Global

do Sistema e transferidos pelo operador da rede de transporte em Portugal continental e os

custos com a convergência tarifária na RAA não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA constituem a parcela restante dos

proveitos permitidos à entidade concessionária do transporte e distribuição da RAA.

8 - Os custos administrativos de interesse regional, que eventualmente tenham sido criados a

partir da data da extensão da regulação da ERSE às Regiões Autónomas, determinada pelo

Decreto-Lei n.º 69/2002, de 25 de março, poderão ser avaliados pela ERSE para efeitos

tarifários, por decisão da ERSE, aprovado na sequência de parecer do Conselho Tarifário e

ouvidos os interessados, considerando os princípios e os pressupostos da convergência tarifária

estabelecidos em legislação nacional, designadamente no Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de

fevereiro.

9 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA aplicam-se aos clientes vinculados e resultam

da adição das tarifas referidas nos n.os 2 -, 4 -, 5 - e 6 -, nos termos do Artigo 31.º.



30

QUADRO 8 - TARIFAS E PROVEITOS DA CONCESSIONÁRIA DO TRANSPORTE E

DISTRIBUIÇÃO DA RAA

Concessionária do transporte e distribuição da RAA Clientes

Proveitos Custos convergência

tarifária

Tarifas Níveis de Tensão

Clientes vinculados

Clientes não vinculados

Proveitos Atividade

de Aquisição de

Energia Elétrica e

Gestão do Sistema

da RAA

SAAGS E MT x -

BT x -

UGS + URTAT MT x x

BT x -

SRAAAGS Incluído nas TVCF MT e BT x -

Proveitos Atividade

de Distribuição de

Energia Elétrica da

RAA

SAD URDAT + URDMT MT x x

URDAT + URDMT + URDBT BT x -

SRAAD Incluído nas TVCF MT e BT x -

Proveitos da Atividade de

Comercialização de Energia Elétrica da

RAA

SAC CNT MT x -

CBTE BT > 41,4 kW x -

CBTN BT ≤ 41,4 kVA x -

SRAAC Incluído nas TVCF MT e BT x -

Legenda:

E Tarifa de Energia









TVCF Tarifas de Venda a Clientes Finais

SAAGS Sobrecusto da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema a recuperar

através da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental

SAD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica a recuperar através da tarifa de Uso

Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

SAC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica a recuperar através da tarifa de

Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

SRAAAGS Custos com a convergência tarifária na RAA não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA, imputáveis à atividade de Aquisição

de Energia e Gestão do Sistema


31

SRAAD Custos com a convergência tarifária na RAA não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA, imputáveis à atividade de


SRAAC Custos com a convergência tarifária na RAA não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA, imputáveis à atividade de

Comercialização de Energia Elétrica

Artigo 30.º

Tarifas e proveitos da entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado

da RAM

1 - As tarifas previstas na presente Secção nos termos do Quadro 9 são estabelecidas por forma

a proporcionarem os proveitos definidos no Capítulo IV.


de Uso da Rede de Distribuição em BT devem proporcionar uma parcela dos proveitos permitidos

da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM.




Comercialização em BTN a aplicar aos fornecimentos a clientes vinculados devem proporcionar

uma parcela dos proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da

RAM.

5 - A tarifa de Uso Global do Sistema e a tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT a aplicar

aos fornecimentos a clientes vinculados e às entregas a clientes não vinculados devem

proporcionar uma parcela dos proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica

e Gestão do Sistema da RAM.

6 - A tarifa de Energia a aplicar aos fornecimentos a clientes vinculados deve proporcionar uma

parcela dos proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do

Sistema da RAM.

7 - Os custos com a convergência tarifária na RAM a recuperar através da tarifa de Uso Global

do Sistema e transferidos pelo operador da rede de transporte em Portugal continental e os

custos com a convergência tarifária na RAM não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM constituem a parcela restante dos

proveitos permitidos à entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM.


32

8 - Os custos administrativos de interesse regional, que eventualmente tenham sido criados a

partir da data da extensão da regulação da ERSE às Regiões Autónomas, determinada pelo

Decreto-Lei n.º 69/2002, de 25 de março, poderão ser avaliados pela ERSE para efeitos

tarifários, por decisão da ERSE, aprovado na sequência de parecer do Conselho Tarifário e

ouvidos os interessados, considerando os princípios e os pressupostos da convergência tarifária

estabelecidos em legislação nacional, designadamente no Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de

fevereiro.

9 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM aplicam-se aos clientes vinculados e resultam

da adição das tarifas referidas nos n.os 2 -, 4 -, 5 - e 6 -, nos termos do Artigo 31.º.


QUADRO 9 - TARIFAS E PROVEITOS DA CONCESSIONÁRIA DO TRANSPORTE E

DISTRIBUIDOR VINCULADO DA RAM

Concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM Clientes

Proveitos Custos

convergência tarifária

Tarifas Níveis de Tensão

Clientes vinculados

Clientes não vinculados

Proveitos Atividade de Aquisição de

Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAM

E MT x -

BT x -

SMAGS UGS + URTAT MT x x

BT x -

SRAMAGS Incluído nas TVCF MT, e BT x -

Proveitos Atividade de Distribuição de Energia Elétrica da

RAM

SMD URDAT + URDMT MT x x

URDAT + URDMT + URDBT BT x -

SRAMD Incluído nas TVCF MT, e BT x -

Proveitos da Atividade de

Comercialização de Energia Elétrica da

RAM

SMC

CNT MT x -

CBTE BT > 41,4 kW x -

CBTN BT ≤ 41,4 kVA x -

SRAMC Incluído nas TVCF MT, e BT x -

Legenda:

E Tarifa de Energia









33


TVCF Tarifas de Venda a Clientes Finais

SMAGS Sobrecusto da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema a recuperar

através da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental

SMD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica a recuperar através da tarifa de Uso

Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

SMC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica a recuperar através da tarifa de

Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

SRAMAGS Custos com a convergência tarifária na RAM não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM, imputáveis à atividade de Aquisição

de Energia e Gestão do Sistema

SRAMD Custos com a convergência tarifária na RAM não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM, imputáveis à atividade de


SRAMC Custos com a convergência tarifária na RAM não incorporados na tarifa de Uso Global do Sistema

e a recuperar nas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM, imputáveis à atividade de

Comercialização de Energia Elétrica

Artigo 31.º

Tarifas a aplicar aos clientes vinculados

1 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA e da RAM aplicam-se aos clientes vinculados.

2 - Sem prejuízo do estabelecido na Secção VII do Capítulo V, aplicável à RAA, os preços das

tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA são idênticos aos preços das tarifas aditivas de Venda

a Clientes Finais em Portugal continental.

3 - Sem prejuízo do estabelecido na Secção VIII do Capítulo V, aplicável à RAM, os preços das

tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM são idênticos aos preços das tarifas aditivas de Venda

a Clientes Finais em Portugal continental.

Artigo 32.º

Tarifas a aplicar aos clientes não vinculados

1 - Os preços das tarifas de Acesso às Redes da RAA são idênticos aos preços das tarifas de

Acesso às Redes dos operadores das redes de distribuição em Portugal continental.

2 - Os preços das tarifas de Acesso às Redes da RAM são idênticos aos preços das tarifas de

Acesso às Redes dos operadores das redes de distribuição em Portugal continental.


34

Artigo 33.º

Estrutura geral das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA e da RAM

1 - Sem prejuízo do estabelecido nas Secções seguintes, as tarifas de Venda a Clientes Finais

da RAA e da RAM são compostas pelos seguintes preços:




d) Preços da energia ativa discriminados por período tarifário, definidos em Euros por kWh.

e) Preços da energia reativa capacitiva e indutiva, definidos em Euros por kvarh.

2 - Os preços definidos no número anterior podem ser diferenciados segundo os seguintes

critérios:

a) Nível de tensão.

b) Período tarifário.

Artigo 34.º

Estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes a aplicar aos clientes não vinculados

da RAA e da RAM

A estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes a aplicar aos clientes não vinculados em cada

nível de tensão é a constante do Quadro 6 do Artigo 27.º, coincidindo com a estrutura geral das

tarifas por atividade a aplicar pelos operadores das redes de distribuição de Portugal continental,

apresentada no Quadro 3 do Artigo 22.º e no Quadro 4 do Artigo 25.º, após a sua conversão

para o respetivo nível de tensão de entrega.

Artigo 35.º

Períodos tarifários aplicáveis na RAA e na RAM

1 - Para efeitos do presente Regulamento consideram-se os seguintes períodos tarifários:

a) Períodos trimestrais.

b) Períodos horários.

2 - Consideram-se os seguintes períodos trimestrais de entrega de energia elétrica:

a) Período I ..........de 1 de janeiro a 31 de março.

b) Período II .........de 1 de abril a 30 de junho.


35

c) Período III ........de 1 de julho a 30 de setembro.

d) Período IV ........de 1 de outubro a 31 de dezembro.

3 - Consideram-se os seguintes períodos horários de entrega de energia elétrica:

a) Horas de ponta.

b) Horas cheias.

c) Horas de vazio normal.

d) Horas de super vazio.

4 - O período horário de fora de vazio aplicável nas tarifas com dois períodos horários engloba

os períodos horários de ponta e cheias.

5 - O período horário de vazio, aplicável às tarifas com dois e três períodos horários, engloba os

períodos horários de vazio normal e de super vazio.

6 - A duração dos períodos horários estabelecidos no n.º 3 - é diferenciada de acordo com o

ciclo semanal e com o ciclo diário.

7 - A duração dos períodos horários do ciclo diário é definida no Quadro 10.

8 - A duração dos períodos horários do ciclo semanal será definida pela ERSE, mediante a

apresentação de estudos, pela concessionária do transporte e distribuição da RAA e pela

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, que demonstrem a adequabilidade

da aplicação de períodos horários com ciclo semanal.

QUADRO 10 - DURAÇÃO DOS PERÍODOS HORÁRIOS NA RAA E NA RAM


Ponta: 4 h / dia Ponta: 4 h / dia


Vazio normal: 6 h / dia Vazio normal: 6 h / dia

Super vazio: 4 h / dia Super vazio: 4 h / dia


36

Secção IV

Tarifas de Acesso às Redes

Artigo 36.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece as tarifas de Acesso às Redes que devem proporcionar os

seguintes proveitos:

a) Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte.

b) Proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica.

2 - As tarifas de Acesso às Redes a aplicar pelos operadores das redes de distribuição resultam

da adição das tarifas de Uso Global do Sistema, de Uso da Rede de Transporte e de Uso das

Redes de Distribuição.

Artigo 37.º

Estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em MAT, AT,

MT e BTE

1 - As tarifas de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em MAT, AT, MT e BTE são compostas

pelos seguintes preços:




d) Preços da energia ativa, definidos em Euros por kWh.

e) Preços da energia reativa, definidos em Euros por kvarh.

2 - Os preços da energia ativa das entregas em MAT, AT e MT são discriminados em quatro

períodos trimestrais e em quatro períodos horários, de acordo com o ciclo semanal estabelecido

no Quadro 7.1 do Artigo 28.º.

3 - Os preços da energia ativa das entregas em BTE são discriminados em quatro períodos

horários de acordo com o estabelecido no Artigo 28.º.

4 - Os preços da energia reativa são discriminados em:

a) Preços da energia reativa indutiva.

b) Preços da energia reativa capacitiva.


37

5 - Os preços da energia reativa indutiva e capacitiva coincidem com os preços da tarifa de Uso

da Rede do nível de tensão de entrega.

6 - A potência contratada, a potência em horas de ponta e as energias ativa e reativa a faturar

são determinadas de acordo com o estabelecido no Regulamento de Relações Comerciais.

Artigo 38.º

Estrutura geral das tarifas de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em BTN

1 - As tarifas de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em BTN são compostas pelos

seguintes preços:

a) Preços de potência contratada, definidos em Euros por mês.

b) Preços da energia ativa, definidos em Euros por kWh.

2 - Os preços de potência contratada são variáveis por escalões de potência contratada,

indicados no Quadro 11.

3 - Os preços da energia ativa em BTN, para potências contratadas superiores a 20,7 kVA, são

discriminados em três períodos horários, de acordo com o estabelecido no Artigo 28.º.

4 - Os preços de energia ativa em BTN, para potências contratadas inferiores ou iguais a

20,7 kVA, são discriminadas em dois ou três períodos horários ou não apresentam diferenciação

horária, de acordo com o estabelecido no Artigo 28.º.

5 - A potência e a energia ativa a faturar são determinadas de acordo com o estabelecido no

Regulamento de Relações Comerciais.


38

QUADRO 11 - ESCALÕES DE POTÊNCIA DAS OPÇÕES TARIFÁRIAS DAS TARIFAS DE

ACESSO ÀS REDES EM BTN

Opções Tarifárias Escalões de Potência Contratada (kVA)

BTN ≤ 20,7 kVA

Tarifa Simples

Tarifa Bi-horária

Tarifa Tri-horária

1,15 - 2,3 - 3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

1,15 - 2,3 - 3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

1,15 - 2,3 - 3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

BTN > 20,7 kVA 27,6 - 34,5 - 41,4

Artigo 39.º

Tarifas dinâmicas de Acesso às Redes

1 - Cabe à ERSE a aprovação das regras para a implementação de projetos piloto de tarifas

dinâmicas de Acesso às Redes em MAT, AT e MT a apresentar pela entidade concessionária da

RND.

2 - A implementação de projetos piloto de tarifas dinâmicas, referidos no n.º anterior carece de

aprovação da ERSE.

3 - Na sequência da aprovação de projetos piloto de tarifas dinâmicas, referidos no número

anterior, a ERSE pode aprovar tarifas dinâmicas de Acesso às Redes em MAT, AT e MT.

Secção V

Tarifa Social aplicável a clientes economicamente vulneráveis

Artigo 40.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece as tarifas Sociais de Acesso às Redes aplicáveis às entregas

em BTN a clientes economicamente vulneráveis, nos termos da legislação aplicável.

2 - A tarifa Social de Acesso às Redes é calculada mediante a aplicação de um desconto na

tarifa de Acesso às Redes em BTN.

3 - O valor do desconto referido no número anterior é aplicado no termo de potência contratada,

incentivando uma utilização racional da energia elétrica, sendo igual em €/kVA em todos os

escalões de potência e opções tarifárias, sem prejuízo do disposto no n.º 4.


39

4 - O disposto no número anterior não obsta à aplicação do desconto no termo da energia,

sempre que em resultado da aplicação do desconto definido para a tarifa social resultem valores

de potência contratada nulos.

Artigo 41.º

Estrutura geral das tarifas Sociais de Acesso às Redes aplicáveis em BTN

1 - As tarifas Sociais de Acesso às Redes aplicáveis às entregas em BTN são compostas pelos

seguintes preços:



2 - Os preços de potência contratada são variáveis por escalões de potência contratada até

6,9 kVA.

3 - As opções tarifárias da tarifa Social de Acesso às Redes coincidem com as da tarifa de

Acesso às Redes.

Secção VI

Tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos comercializadores de

último recurso de Portugal continental

Artigo 42.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece as tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos

comercializadores de último recurso, que devem proporcionar os seguintes proveitos:

a) Proveitos a recuperar relativos ao uso global do sistema, ao uso da rede de transporte e ao

uso da rede de distribuição, que coincidem com os proveitos permitidos da atividade de

Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e Distribuição.

b) Proveitos permitidos das atividades de Compra e Venda de Energia Elétrica e de

Comercialização.

2 - As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais a aplicar aos fornecimentos dos

comercializadores de último recurso resultam da adição das tarifas de Energia, de Uso Global

do Sistema, de Uso da Rede de Transporte, de Uso da Rede de Distribuição e de

Comercialização, acrescidas de um fator de atualização.


40

Artigo 43.º

Opções tarifárias

1 - As tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN apresentam as opções tarifárias

indicadas no Quadro 12.

2 - Para cada opção tarifária são estabelecidos, no Quadro 12, valores limites da potência

contratada.

3 - Nos fornecimentos em BTN, designadamente para efeitos dos valores da potência

contratada, considera-se que o fornecimento se efetua à tensão de 400 V entre fases, a que

corresponde 230 V entre fase e neutro.

4 - As tarifas sazonais são aplicadas a consumos sazonais.

5 - As opções tarifárias aplicáveis pelo Comercializador de Último Recurso nos restantes níveis

de tensão são publicadas anualmente pela ERSE, durante a vigência do período transitório

previsto na lei.

QUADRO 12 - OPÇÕES TARIFÁRIAS DAS TARIFAS TRANSITÓRIAS DE VENDA A

CLIENTES FINAIS EM BTN DOS COMERCIALIZADORES DE ÚLTIMO RECURSO

Nível

de Tensão ou

Tipo de

Fornecimento

Opções Tarifárias Limites da Potência

Contratada

Potência e

Termo Tarifário

Fixo (1)

Energia

Ativa Energia Reativa (3)

N.º Períodos

Horários

(2)

Indutiva Capacitiva

Baixa Tensão

Normal

Tarifa Simples 1,15 a 20,7 kVA a 1 - -

Tarifa Bi-horária 3,45 a 20,7 kVA a 2 - -

Tarifa Tri-horária 3,45 a 20,7 kVA a 3 - -

Tarifa de Médias Utilizações 27,6 a 41,4 kVA a 3 - -

Tarifa de Longas Utilizações 27,6 a 41,4 kVA a 3 - -

Tarifa Sazonal Simples 3,45 a 20,7 kVA a 1 - -

Tarifa Sazonal Bi-horária 3,45 a 20,7 kVA a 2 - -

Tarifa Sazonal Tri-horária 3,45 a 41,4 kVA a 3 - -

Notas:

(1) – x

a

-

Existência de preços de potência e de preços do termo tarifário fixo

Existência de um preço correspondente ao escalão de potência e ao termo tarifário fixo

Não aplicável

(2) – 1

2

3

Sem diferenciação horária

Dois períodos horários: fora de vazio e vazio

Três períodos horários: ponta, cheias e vazio


41

(3) – - Não aplicável

Artigo 44.º

Estrutura geral das opções tarifárias

1 - As opções tarifárias de BTN são compostas pelos seguintes preços:





3 - Na opção tarifária de BTN simples o preço da energia ativa não apresenta diferenciação

horária.

4 - Nas restantes opções tarifárias de BTN os preços da energia ativa são discriminados em

dois, ou três períodos horários, de acordo com o estabelecido no Artigo 28.º.



6 - Nos restantes níveis de tensão, as variáveis de faturação das opções tarifárias são idênticas

às das tarifas de Acesso às Redes estabelecidas no n.º 1 - do Artigo 37.º.

QUADRO 13 - ESCALÕES DE POTÊNCIA DAS OPÇÕES TARIFÁRIAS EM BTN


Tarifa Simples

Tarifa Bi-horária

Tarifa Tri-horária

1,15 - 2,3 - 3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

Tarifa de Médias Utilizações

Tarifa de Longas Utilizações

Tarifa Sazonal Tri-horária

27,6 - 34,5 - 41,4

27,6 - 34,5 - 41,4

27,6 - 34,5 - 41,4

Tarifa Sazonal Simples

Tarifa Sazonal Bi-horária

Tarifa Sazonal Tri-horária

3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7

3,45 - 4,6 - 5,75 - 6,9 - 10,35 - 13,8 - 17,25 - 20,7


42

Secção VII

Tarifa Social de Venda a Clientes Finais aplicável a clientes

economicamente vulneráveis

Artigo 45.º

Objeto

1 - A presente secção estabelece as tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais dos

comercializadores de último recurso aplicáveis às entregas em BTN a clientes economicamente

vulneráveis, nos termos da legislação aplicável.

2 - A tarifa Social de Venda a Clientes Finais dos comercializadores de último recurso é

calculada mediante a aplicação de um desconto na tarifa de Venda a Clientes Finais.

3 - As tarifas de Venda a Clientes Finais referida no número anterior resultam da adição das

tarifas de Energia, de Uso Global do Sistema, do Uso da Rede de Transporte, de Uso da Rede

de Distribuição e de Comercialização.

4 - O desconto aplicável às opções da tarifa Social de Venda a Clientes Finais coincide com o

desconto calculado para a tarifa Social de Acesso às Redes, nos termos do Artigo 40.º.

Artigo 46.º

Estrutura geral das tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais dos comercializadores

de último recurso

1 - As tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais dos comercializadores de último recurso

aplicáveis às entregas em BTN são compostas pelos seguintes preços:




6,9 kVA.

3 - As opções tarifárias da tarifa Social de Venda a Clientes Finais dos comercializadores de

último recurso são coincidentes com as da tarifa de Acesso às Redes.


43

Secção VIII

Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA

Artigo 47.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece as tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA, que asseguram

a observância do princípio da convergência tarifária na RAA.

2 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA são aplicadas pela concessionária do

transporte e distribuição da RAA.

Artigo 48.º


1 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA apresentam em cada nível de tensão as opções

tarifárias indicadas no Quadro 14.

2 - Para cada opção tarifária são estabelecidos no Quadro 14 valores limites da potência

contratada.

3 - Nos fornecimentos em BT, designadamente para efeitos dos valores da potência contratada,

considera-se que o fornecimento se efetua à tensão de 400 V entre fases, a que corresponde

230 V entre fase e neutro.

4 - Os fornecimentos em BT com potência contratada superior a 41,4 kW são designados por

fornecimentos em BTE.

5 - Os fornecimentos em BT com potência contratada inferior ou igual a 41,4 kVA são

designados por fornecimentos em BTN.

QUADRO 14 - OPÇÕES TARIFÁRIAS DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DA RAA

Nível

de Tensão ou

Tipo de

Fornecimento

Opções Tarifárias Limites da Potência

Contratada

Potência

(1)

Energia Ativa Energia Reativa (4)

Períodos

Trimestrais

(2)

N.º Períodos

Horários

(3)

Indutiva Capacitiva

Baixa Tensão

Normal

Tarifa Simples 1,15 a 20,7 kVA a - 1 - -

Tarifa Bi-horária 1,15 a 20,7 kVA a - 2 - -

Tarifa Tri-horária 1,15 a 41,4 kVA a - 3 - -

Baixa Tensão Especial

Tarifa Tetra-horária > 41,4 kW x - 4 x x


44

Média Tensão Tarifa Tetra-horária - x x 4 x x

Notas:

(1) – x

a

-



Não aplicável

(2) – -

x

Preços sem diferenciação trimestral

Preços com diferenciação trimestral

(3) – 1

2

3

4




Quatro períodos horários: ponta, cheias, vazio normal e super vazio

(4) – -

x

Não aplicável

Existência de preço correspondente

Artigo 49.º

Estrutura geral das opções tarifárias de MT e BTE

1 - As opções tarifárias de MT e BTE são compostas pelos seguintes preços:






2 - Os preços da energia ativa nas opções tarifárias de MT são discriminados em quatro

períodos trimestrais e em quatro períodos horários, de acordo com o estabelecido no

Artigo 35.º.

3 - Os preços da energia ativa nas opções tarifárias de BTE são discriminados em quatro

períodos horários de acordo com o estabelecido no Artigo 35.º.





da Rede do nível de tensão de entrega, sem prejuízo do estabelecido na Secção VII do Capítulo

V.


45



Artigo 50.º

Estrutura geral das opções tarifárias de BTN







horária.






46



Tarifa Simples

Tarifa Bi-horária

Tarifa Tri-horária

1,15 – 2,3 – 3,45 – 4,6 – 5,75 – 6,9 – 10,35 – 13,8 – 17,25 – 20,7

1,15 – 2,3 – 3,45 – 4,6 – 5,75 – 6,9 – 10,35 – 13,8 – 17,25 – 20,7

1,15 – 2,3 – 3,45 – 4,6 – 5,75 – 6,9 – 10,35 – 13,8 – 17,25 – 20,7 – 27,6 – 34,5 – 41,4

Artigo 51.º

Tarifas dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE


dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE a apresentar pela entidade concessionária

do transporte e distribuição da RAA.




anterior, a ERSE pode aprovar tarifas dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE.

Secção IX


economicamente vulneráveis na RAA

Artigo 52.º

Objeto

1 - A presente secção estabelece as tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAA

aplicáveis às entregas em BTN a clientes economicamente vulneráveis, nos termos da legislação

aplicável.

2 - A tarifa Social de Venda a Clientes Finais da RAA é calculada mediante a aplicação de um

desconto na tarifa de Venda a Clientes Finais na RAA em BTN.




47

Artigo 53.º

Estrutura geral das tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAA

1 - As tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAA aplicáveis às entregas em BTN são

compostas pelos seguintes preços:




6,9 kVA.

3 - As opções tarifárias da tarifa Social de Venda a Clientes Finais da RAA são coincidentes

com as da tarifa de venda a clientes finais da RAA.

Secção X

Tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM

Artigo 54.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece as tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM, que asseguram

a observância do princípio da convergência tarifária na RAM.

2 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM são aplicadas pela concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM.

Artigo 55.º


1 - As tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM apresentam em cada nível de tensão as

opções tarifárias indicadas no Quadro 16.

2 - Para cada opção tarifária são estabelecidos no Quadro 16 valores limites da potência

contratada.

3 - Nos fornecimentos em BT, designadamente para efeitos dos valores da potência contratada,

considera-se que o fornecimento se efetua à tensão de 400 V entre fases, a que corresponde

230 V entre fase e neutro.


48

4 - Os fornecimentos em BT com potência contratada superior a 41,4 kW são designados por

fornecimentos em BTE.

5 - Os fornecimentos em BT com potência contratada inferior ou igual a 41,4 kVA são

designados por fornecimentos em BTN.

QUADRO 16 - OPÇÕES TARIFÁRIAS DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DA

RAM

Nível

de Tensão Opções Tarifárias

Limites da Potência

Contratada Potência (1)

Energia Ativa Energia Reativa (4)

Períodos

Trimestrais

(2)

N.º Períodos

Horários

(3)

Indutiva Capacitiva

Baixa Tensão

Normal

Tarifa Simples 1,15 a 20,7 kVA a - 1 - -

Tarifa Bi-horária 1,15 a 20,7 kVA a - 2 - -

Tarifa Tri-horária 1,15 a 41,4 kVA a - 3 - -

Baixa Tensão

Especial Tarifa Tetra-horária > 41,4 kW x - 4 x x

Média Tensão Tarifa Tetra-horária - x x 4 x x

Notas:

(1) – x

a

-



Não aplicável

(2) – -

x

Preços sem diferenciação trimestral

Preços com diferenciação trimestral

(3) – 1

2

3

4




Quatro períodos horários: ponta, cheias, vazio normal e super vazio

(4) – -

x

Não aplicável

Existência de preço correspondente

Artigo 56.º

Estrutura geral das opções tarifárias de MT e BTE

1 - As opções tarifárias de MT e BTE são compostas pelos seguintes preços:





49



2 - Os preços da energia ativa nas opções tarifárias de MT são discriminados em quatro

períodos trimestrais e em quatro períodos horários, de acordo com o estabelecido no

Artigo 35.º.

3 - Os preços da energia ativa nas opções tarifárias de BTE são discriminados em quatro

períodos horários de acordo com o estabelecido no Artigo 35.º.





da Rede do nível de tensão de entrega, sem prejuízo do estabelecido na Secção VIII do Capítulo

V.



Artigo 57.º

Estrutura geral das opções tarifárias de BTN







horária.






50



Tarifa Simples

Tarifa Bi-horária

Tarifa Tri-horária

1,15 – 2,3 – 3,45 – 4,6 – 5,75 – 6,9 – 10,35 – 13,8 – 17,25 – 20,7

1,15 – 2,3 – 3,45 – 4,6 – 5,75 – 6,9 – 10,35 – 13,8 – 17,25 – 20,7

1,15 – 2,3 – 3,45 – 4,6 – 5,75 – 6,9 – 10,35 – 13,8 – 17,25 – 20,7 – 27,6 – 34,5 – 41,4

Artigo 58.º

Tarifas dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE


dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE a apresentar pela entidade concessionária

do transporte e distribuidor vinculado da RAM.




anterior, a ERSE pode aprovar tarifas dinâmicas de Venda a Clientes Finais em MT e BTE.

Secção XI


economicamente vulneráveis na RAM

Artigo 59.º

Objeto

1 - A presente secção estabelece as tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAM

aplicáveis às entregas em BTN a clientes economicamente vulneráveis, nos termos da legislação

aplicável.

2 - A tarifa Social de Venda a Clientes Finais da RAM é calculada mediante a aplicação de um

desconto na tarifa de Venda a Clientes Finais na RAM em BTN.




51

Artigo 60.º

Estrutura geral das tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAM

1 - As tarifas Sociais de Venda a Clientes Finais da RAA aplicáveis às entregas em BTN são

compostas pelos seguintes preços:



2 - Os preços de potência contratada são variáveis por escalões de potência contratada, até 6,9

kVA.

3 - As opções tarifárias da tarifa Social de Venda a Clientes Finais da RAM são coincidentes

com as da tarifa de venda a clientes finais da RAM.

Secção XII

Tarifa de Energia

Artigo 61.º

Objeto

A presente Secção estabelece a tarifa de Energia a aplicar aos fornecimentos dos

comercializadores de último recurso, que deve recuperar os custos com a atividade de Compra

e Venda de Energia Elétrica do comercializador de último recurso.

Artigo 62.º

Estrutura geral

1 - A tarifa de Energia é composta por preços aplicáveis à energia ativa, definidos em Euros por

kWh.

2 - Os preços da tarifa de Energia são referidos à saída da RNT.

3 - Os preços de energia ativa são discriminados em quatro períodos trimestrais e em quatro

períodos horários, de acordo com o estabelecido no Artigo 28.º, coincidindo com os aplicáveis

nas tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais.


52

Artigo 63.º

Conversão da tarifa de Energia para os vários níveis de tensão

1 - Os preços da tarifa de Energia são convertidos para os vários níveis de tensão e opções

tarifárias dos clientes dos comercializadores de último recurso, tendo em conta os fatores de

ajustamento para perdas, de acordo com o Quadro 18.

2 - Nos fornecimentos a clientes em BT dos comercializadores de último recurso, os preços da

tarifa de Energia são agregados em conformidade com os períodos horários aplicáveis nos

termos do Quadro 18.

3 - Nos fornecimentos de energia aos clientes da opção tarifária de BTN simples dos

comercializadores de último recurso, os preços da energia ativa não apresentam diferenciação

horária.

4 - Nos fornecimentos de energia aos clientes em BT dos comercializadores de último recurso,

os preços da energia ativa não apresentam diferenciação sazonal.

QUADRO 18 - PREÇOS DA TARIFA DE ENERGIA NOS VÁRIOS NÍVEIS DE TENSÃO E

OPÇÕES TARIFÁRIAS

Preços da Tarifa de Energia

Tarifas N.º Períodos Horários

TWp TWc TWvn TWsv Aplicação

E 4 X X X X -

AT 4 X X X X -

MT 4 X X X X -

BTE 4 X X X X -

BTN (3) 3 X X X Fornecimentos CUR

BTN (2) 2 X X Fornecimentos CUR

BTN (1) 1 X Fornecimentos CUR

Legenda:

E Tarifa de Energia







53



CUR Comercializadores de último recurso

Artigo 64.º

Energia ativa a faturar

A energia ativa a faturar na tarifa de Energia é determinada de acordo com o estabelecido no


Secção XIII

Tarifas de Uso Global do Sistema

Artigo 65.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece a tarifa de Uso Global do Sistema, a aplicar ao operador da

rede de distribuição em MT e AT, que deve proporcionar à entidade concessionária da RNT os

proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do agente comercial e da atividade de

Gestão Global do Sistema do operador da rede de transporte.

2 - A presente Secção estabelece também a tarifa de Uso Global do Sistema, a aplicar às

entregas dos operadores das redes de distribuição, que deve proporcionar os proveitos a

recuperar pelos operadores das redes de distribuição, relativos à Compra e Venda de Energia

Elétrica do agente comercial, à Gestão Global do Sistema, ao diferencial de custo com a

aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial, aos custos para a manutenção

do equilíbrio contratual e aos défices tarifários, entre outros.

Artigo 66.º

Estrutura geral

1 - A tarifa de Uso Global do Sistema é composta por duas parcelas em que:

a) A parcela I permite recuperar os custos de gestão do sistema.

b) A parcela II permite recuperar os custos decorrentes de medidas de política energética,

ambiental ou de interesse económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio

contratual dos produtores com CAE.

2 - A tarifa de Uso Global do Sistema é composta pelos seguintes preços, nos termos do Quadro

19:


54

a) Preços da energia ativa da parcela I, definidos em Euros por kWh.

b) Preço de potência contratada da parcela II, definido em Euros por kW, por mês.

c) Preços da energia ativa da parcela II, definidos em Euros por kWh.

3 - Na tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da rede de transporte ao operador

da rede de distribuição em MT e AT, o preço de potência contratada é substituído por um encargo

mensal nos termos do Artigo 138.º.

4 - Os preços de energia ativa da tarifa de Uso Global do Sistema são referidos à saída da RNT

e apresentam diferenciação por nível de tensão e tipo de fornecimento: MAT, AT, MT, BTE, BTN

com potência contratada superior a 20,7 kVA e BTN com potência contratada inferior ou igual

20,7 kVA.

5 - Os preços da energia ativa são discriminados por período tarifário, de acordo com o

estabelecido no Artigo 28.º.

6 - Os períodos horários a considerar nas entregas dos operadores das redes de distribuição

coincidem com os aplicáveis nas tarifas de Acesso às Redes, nos termos da Secção IV do

presente capítulo.

7 - Os períodos horários a considerar nos fornecimentos a clientes dos comercializadores de

último recurso coincidem com os aplicáveis nas tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais,

nos termos da Secção VI do presente capítulo.

8 - Nas entregas do operador da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT

e AT aplicam-se quatro períodos horários, de acordo com o ciclo semanal estabelecido no

Quadro 7.1 do Artigo 28.º.

QUADRO 19 - COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE USO GLOBAL DO SISTEMA

Parcela TPc TWp TWc TWvn TWsv

UGS1 - X X X X

UGS2 X X X X X

Legenda:

UGS1 Parcela I da tarifa de Uso Global do Sistema

UGS2 Parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema




55




Artigo 67.º

Conversão da tarifa de Uso Global do Sistema para os vários níveis de tensão

1 - Os preços da tarifa de Uso Global do Sistema são convertidos para os vários níveis de tensão

tendo em conta os fatores de ajustamento para perdas, de acordo com o Quadro 20.

2 - Nas entregas a clientes de BT, os preços da tarifa de Uso Global do Sistema são agregados

em conformidade com os períodos horários aplicáveis nos termos do Quadro 20.

3 - Nas entregas a clientes da opção tarifária de BTN simples os preços aplicáveis à energia

ativa não apresentam diferenciação horária.

QUADRO 20 - PREÇOS DA TARIFA DE USO GLOBAL DO SISTEMA NOS VÁRIOS NÍVEIS

DE TENSÃO E OPÇÕES TARIFÁRIAS

Preços da Tarifa de Uso Global do Sistema


TPc TWp TWc TWvn TWsv Aplicação

UGS 4 X X X X X -

MAT 4 X X X X X Entregas ORD

AT 4 X X X X X Entregas ORD

MT 4 X X X X X Entregas ORD

BTE 4 X X X X X Entregas ORD

BTN (3) 3 X X X X Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (2) 2 X X X Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (1) 1 X X Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

Legenda:





56








ORD Operadores das redes de distribuição

Artigo 68.º

Potência contratada e energia ativa a faturar

A potência contratada e a energia ativa a faturar são determinadas de acordo com o estabelecido

no Regulamento de Relações Comerciais.

Secção XIV

Tarifas de Uso da Rede de Transporte

Artigo 69.º

Objeto

1 - A presente Secção estabelece as tarifas de Uso da Rede de Transporte a aplicar pelo

operador da rede de transporte aos produtores em regime ordinário e aos produtores em regime

especial pela entrada na RNT e na RND e ao operador da rede de distribuição em MT e AT pelas

entregas da RNT, que devem proporcionar os proveitos permitidos da atividade de Transporte

de Energia Elétrica do operador da rede de transporte em Portugal continental.

2 - A presente Secção estabelece também as tarifas de Uso da Rede de Transporte, a aplicar

às entregas dos operadores das redes de distribuição, que devem proporcionar os proveitos a

recuperar relativos ao transporte de energia elétrica.

Artigo 70.º

Estrutura geral

1 - As tarifas de Uso da Rede de Transporte são as seguintes:

a) Tarifas de Uso da Rede de Transporte do operador da rede de transporte aplicáveis às

entradas na RNT e na RND.

b) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT para as entregas em MAT.


57

c) Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT para as restantes entregas.

2 - A tarifa de Uso da Rede de Transporte a aplicar aos produtores em regime ordinário e aos

produtores em regime especial é composta por preços de energia ativa definidos em Euros por

kWh, referidos à entrada da rede

3 - As variáveis de faturação referidas no n.º anterior poderão ser alteradas, por decisão da

ERSE, de modo a garantir a conformidade das variáveis de faturação com a legislação

comunitária aplicável.

4 - Os preços da energia ativa referidos no 2 - são discriminados por nível de tensão MAT, AT

e MT e por período horário.

5 - As tarifas de Uso da Rede de Transporte a aplicar ao operador da rede de distribuição em

MT e AT e as tarifas de Uso da Rede de Transporte a aplicar às entregas dos operadores das

redes de distribuição são compostas pelos seguintes preços:

a) Preços de potência contratada, definidos em Euros por kW, por mês.

b) Preços de potência em horas de ponta, definidos em Euros por kW, por mês.

c) Preços da energia ativa, definidos em Euros por kWh.

d) Preços da energia reativa, definidos em Euros por kvarh.

6 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT são referidos à saída da RNT.

7 - Os preços da energia ativa referidos na alínea c) do n.º 5 - são discriminados por período

tarifário, de acordo com o estabelecido no Artigo 28.º.



presente capítulo.




10 - Nas entradas na RNT e na RND aplicam-se quatro períodos horários, de acordo com o ciclo

semanal estabelecido no Quadro 7.1 do Artigo 28.º, considerando-se os feriados nacionais como

períodos de vazio.

11 - Nas entregas do operador da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT

e AT, aplicam-se quatro períodos horários, de acordo com o ciclo semanal estabelecido no

Quadro 7.1 do Artigo 28.º.


58


a) Preços da energia reativa capacitiva.

b) Preços da energia reativa indutiva.

13 - A energia reativa associada à tarifa de Uso da Rede de Transporte aplicável pelo operador

da rede de distribuição só é faturada às entregas em clientes em MAT.

Artigo 71.º

Conversão das tarifas de Uso da Rede de Transporte para os vários níveis de tensão

1 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT aplicam-se às entregas a clientes

em MAT.

2 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT são convertidos para os níveis de

tensão de MT e BT, tendo em conta os fatores de ajustamento para perdas, de acordo com o

Quadro 21.

3 - A tarifa convertida é constituída por um preço de potência em horas de ponta, resultante da

adição dos preços de potência contratada, corrigidos por um fator de agregação (sincronização)

e de potência em horas de ponta, e por preços da energia ativa, discriminados por período

tarifário.

4 - Nas entregas a clientes das opções tarifárias de BTN, os preços da potência em horas de

ponta são convertidos, de acordo com o Quadro 21, em preços de energia ativa nos períodos

horários de:

a) Horas de ponta nas opções tarifárias com três períodos horários.

b) Horas fora de vazio nas opções tarifárias com dois períodos horários.

c) Sem diferenciação horária nas restantes opções tarifárias.

5 - Nas entregas a clientes de BT, os preços de energia são agregados em conformidade com

os períodos horários aplicáveis, nos termos do Quadro 21.




59

QUADRO 21 - PREÇOS DA TARIFA DE USO DA REDE DE TRANSPORTE EM AT A

APLICAR NOS VÁRIOS NÍVEIS DE TENSÃO E OPÇÕES TARIFÁRIAS

Preços da Tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT


TPc TPp TWp TWc TWvn TWsv Aplicação

URTAT 4 X X X X X X -

AT 4 - X X X X X Entregas ORD

MT 4 - X X X X X Entregas ORD

BTE 4 - X X X X X Entregas ORD

BTN (3) 3 - - X X X Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (2) 2 - - X X Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (1) 1 - - X Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

Legenda:














60

Artigo 72.º

Potência em horas de ponta, potência contratada, energia ativa e energia reativa a

faturar

A potência em horas de ponta, a potência contratada, a energia ativa e a energia reativa a faturar


Secção XV

Tarifas de Uso da Rede de Distribuição

Artigo 73.º

Objeto

A presente Secção estabelece as tarifas de Uso da Rede de Distribuição, a aplicar às entregas

dos operadores das redes de distribuição, que devem proporcionar os proveitos permitidos da

atividade de Distribuição de Energia Elétrica.

Artigo 74.º

Estrutura geral

1 - As tarifas de Uso da Rede de Distribuição são compostas pelos seguintes preços:

a) Preços de potência contratada, definidos em Euros por kW por mês.

b) Preços de potência em horas de ponta, definidos em Euros por kW por mês.

c) Preços da energia ativa, definidos em Euros por kWh.

d) Preços da energia reativa, definidos em Euros por kvarh.

2 - Os preços da energia ativa são discriminados por período tarifário, de acordo com o

estabelecido no Artigo 28.º.



presente capítulo.




5 - Os preços da energia reativa são discriminados, para cada tarifa, em:

a) Preços da energia reativa capacitiva.


61

b) Preços da energia reativa indutiva.

Artigo 75.º

Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT

1 - A estrutura geral da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT é estabelecida no

Artigo 74.º.

2 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT são referidos à saída da rede de

distribuição em AT.

3 - A energia reativa associada a esta tarifa só é faturada a clientes em AT.

Artigo 76.º

Conversão da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT para os níveis de tensão

de MT e BT

1 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT são convertidos para os níveis

de tensão de MT e BT, tendo em conta os fatores de ajustamento para perdas, de acordo com o

Quadro 22.




tarifário.

3 - Nas entregas a clientes das opções tarifárias de BTN, o preço da potência em horas de

ponta, definido nos termos do número anterior, é convertido em preços de energia ativa nos

períodos horários de:




4 - Nas entregas a clientes em BT, os preços de energia são agregados em conformidade com

os períodos tarifários aplicáveis nos termos do Quadro 22.




62

QUADRO 22 - PREÇOS DA TARIFA DE USO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO EM AT NOS

NÍVEIS DE TENSÃO E OPÇÕES TARIFÁRIAS DE MT E BT

Preços da Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT


TPc TPp TWp TWc TWvn TWsv TWrc TWri Aplicação

URDAT 4 X X X X X X X X -

AT 4 X X X X X X X X Entregas ORD

MT 4 - X X X X X - - Entregas ORD

BTE 4 - X X X X X - - Entregas ORD

BTN (3) 3 - - X X X - - Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (2) 2 - - X X - - Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (1) 1 - - X - - Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

Legenda:
















63

Artigo 77.º

Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT

1 - A estrutura geral da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT é estabelecida no

Artigo 74.º.

2 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT são referidos à saída da rede de

distribuição em MT.

3 - A energia reativa associada a esta tarifa só é faturada a clientes em MT.

Artigo 78.º

Conversão da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT para o nível de tensão de

BT

1 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT são convertidos para o nível de

tensão de BT, tendo em conta os fatores de ajustamento para perdas, de acordo com o

Quadro 23.




tarifário.

3 - Nas entregas a clientes das opções tarifárias de BTN, o preço da potência em horas de

ponta, definido nos termos do número anterior, é convertido em preços de energia ativa nos





4 - Nas entregas a clientes em BT, os preços de energia são agregados em conformidade com

os períodos tarifários aplicáveis nos termos do Quadro 23.




64

QUADRO 23 - PREÇOS DA TARIFA DE USO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO EM MT NO

NÍVEL DE TENSÃO E OPÇÕES TARIFÁRIAS DE BT

Preços da Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT


TPc TPp TWp TWc TWvn TWsv TWrc TWri Aplicação

URDMT 4 X X X X X X X X -

MT 4 X X X X X X X X Entregas ORD

BTE 4 - X X X X X - - Entregas ORD

BTN (3) 3 - - X X X - - Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (2) 2 - - X X - - Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

BTN (1) 1 - - X - - Entregas ORD, Fornecimentos

CUR

Legenda:





TPc Preço da potência contratada

TPp Preço da potência em horas de ponta






TWri Preço da energia reativa fornecida



Artigo 79.º

Tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT

1 - A estrutura geral da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em BT é estabelecida no

Artigo 74.º.


65

2 - Nas entregas a clientes das opções tarifárias de BTN aplicam-se as seguintes disposições:

a) Os preços da potência em horas de ponta são convertidos em preços de energia ativa nos


i) Horas fora de vazio nas opções tarifárias com dois e três períodos horários.

ii) Sem diferenciação horária nas restantes opções tarifárias.

b) Os preços de energia são agregados em conformidade com os períodos tarifários aplicáveis

nos termos do Quadro 23.



Artigo 80.º

Potência em horas de ponta, potência contratada, energia ativa e energia reativa a

faturar

A potência em horas de ponta, a potência contratada, a energia ativa e a energia reativa a faturar


Secção XVI

Tarifas de Comercialização

Artigo 81.º

Objeto

A presente Secção estabelece as tarifas de Comercialização, a aplicar aos fornecimentos a

clientes dos comercializadores de último recurso, que devem proporcionar os proveitos a

recuperar na atividade de Comercialização.

Artigo 82.º

Estrutura geral

1 - As tarifas de Comercialização são diferenciadas por nível de tensão e por tipo de

fornecimento em BT, sendo definidas três tarifas:

a) Tarifa de Comercialização em AT e MT.

b) Tarifa de Comercialização em BTE.

c) Tarifa de Comercialização em BTN.


66

2 - As tarifas de Comercialização são compostas pelos seguintes preços:



3 - Os preços da energia ativa não são discriminados por período tarifário.


67

Capítulo IV

Proveitos das atividades reguladas

Secção I

Proveitos do Agente Comercial

Artigo 83.º

Proveitos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica são dados pela

seguinte expressão:

RCVEE,tAC

=SCAECVEE,t+CfCVEE,t ∆RCVEE,t-1AC

∆RCVEE,t-2AC ( 1 )

em que:

RCVEE,tAC

Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica,

previstos para o ano t

SCAECVEE,t Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica aos produtores com

contratos de aquisição de energia elétrica, previsto para o ano t

CfCVEE,t Custos de funcionamento no âmbito da atividade de Compra e Venda de

Energia Elétrica, previstos para o ano t

∆RCVEE,t-1AC

Valor estimado para o ajustamento dos proveitos permitidos da atividade de

Compra e Venda de Energia Elétrica, no ano t-1 a incorporar no ano t

∆RCVEE,t-2AC Ajustamento no ano t, dos proveitos permitidos da atividade de Compra e

Venda de Energia Elétrica, tendo em conta os valores ocorridos em t-2.

Salvo indicação em contrário, os valores são expressos em euros.

2 - O diferencial de custo SCAECVEE,t é calculado de acordo com a seguinte expressão:

SCAECVEE,t=CCAECVEE,t OCAECVEE,t PCAECVEE,t ( 2 )

em que:

CCAECVEE,t Custos com aquisição de energia elétrica, aos produtores com contratos de

aquisição de energia elétrica, previsto para o ano t


68

OCAECVEE,t Outros custos, designadamente, custos com pagamentos da tarifa de Uso da

Rede de Transporte a aplicar aos produtores, previstos para o ano t

PCAECVEE,t Proveitos com a venda da energia elétrica dos produtores com contratos de

aquisição de energia elétrica, previsto para o ano t, nomeadamente através de

leilões de capacidade virtual, mercados organizados e celebração de contratos

bilaterais, de acordo com a legislação em vigor.

3 - Os custos de funcionamento CfCVEE,t são calculados de acordo com a seguinte expressão:

CfCVEE,t=CCVEE,t+AmCVEE,t+ActCVEE,t×rCVEE,t

100 ( 3 )

em que:

CCVEE,t Custos de exploração da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica,


AmCVEE,t Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Compra e Venda de Energia

Elétrica, previstos para o ano t

ActCVEE,t Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Compra e Venda de Energia

Elétrica, líquido de amortizações e comparticipações, previsto para o ano t,

dado pela média aritmética simples dos valores no início e no fim do ano

rCVEE,t Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Compra e Venda de

Energia Elétrica, resultante da metodologia definida para o período de

regulação, em percentagem.

4 - Os custos de exploração incluem, nomeadamente, os custos relativos a fornecimentos e

serviços externos e pessoal.

5 - O ajustamento ∆RCVEE,t-1AC

é determinado pela seguinte expressão:

∆RCVEE,t-1AC

= RrCVEE,t-1AC

RCVEE,t-1AC

+ICVEE,t-1+CO2 CVEE,t-1 × 1+it-1E +δt-1

100

( 4 )

em que:

RrCVEE,t-1AC

Proveitos a recuperar da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica, no

ano t-1


69

RCVEE,t-1AC


previstos no ano t-1, determinados com base nos valores previstos para o ano

em curso, calculados pela expressão ( 1 ), excluindo a parcela dos custos de

funcionamento

ICVEE,t-1 Proveitos decorrentes da partilha de benefícios obtidos com a otimização da

gestão dos contratos de aquisição de energia elétrica, nos termos definidos na

Secção XII do presente capítulo, estimados para o ano t-1

CO2 CVEE,t-1 Proveitos ou custos da gestão das licenças de emissão de CO2 e da partilha de

benefícios obtidos com a sua otimização, nos termos definidos na Secção XIII

do presente capítulo, estimados para o ano t-1

it-1E Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos valores

diários verificados entre 1 de janeiro e 15 de novembro do ano t-1

δt-1 Spread no ano t-1, em pontos percentuais.

6 - O ajustamento ∆RCVEE,t-2AC é determinado pela seguinte expressão:

∆RCVEE,t-2AC = RfCVEE,t-2

AC RCVEE,t-2AC +ICVEE,t-2+CO2 CVEE,t-2 × 1+

it-2E +δt-2

100∆RCVEE,prov

AC× 1+

it-1E +δt-1

100

( 5 )

em que:

RfCVEE,t-2AC Proveitos obtidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica,

transferidos da atividade de Gestão Global do Sistema, no ano t-2

RCVEE,t-2AC Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica, no

ano t-2, determinados com base nos valores reais calculados pela expressão

( 1 ), excluindo a parcela dos custos de funcionamento

ICVEE,t-2 Proveitos decorrentes da partilha de benefícios obtidos com a otimização da

gestão dos contratos de aquisição de energia elétrica, nos termos definidos na

Secção XII do presente capítulo, no ano t-2

CO2 CVEE,t-2 Proveitos ou custos da gestão das licenças de emissão de CO2 e da partilha de


do presente capítulo, no ano t-2


diários do ano t-2


70

δt-2 Spread no ano t-2, em pontos percentuais

∆RCVEE,provAC

Valor do ajustamento provisório calculado no ano t-2 de acordo com o n.º 5 -,

incluído nos proveitos regulados do ano em curso como sendo o valor

∆RCVEE,t-1AC




Secção II

Proveitos do operador da rede de transporte em Portugal continental

Artigo 84.º

Proveitos da atividade de Gestão Global do Sistema

Os proveitos permitidos da atividade de Gestão Global do Sistema, no ano t, são dados pela


RUGS,tT

=RGS,tT

+RPol,tT

RCVEE,tAC

( 6 )

em que:

RUGS,tT

Proveitos permitidos da atividade de Gestão Global do Sistema, previstos para

o ano t

RGS,tT

Custos de gestão do sistema, previstos para o ano t, calculados de acordo com

o Artigo 85.º

RPol,tT

Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de

interesse económico geral, previstos para o ano t, calculados de acordo com o

Artigo 86.º

RCVEE,tAC


previstos para o ano t, calculados de acordo com o Artigo 83.º.



71

Artigo 85.º

Custos de gestão do sistema

1 - Os custos de gestão do sistema, no ano t, são dados pela seguinte expressão:

RGS,tT

=CEGS,t+CCGS,t+CSGS,t+ItrGS,t ∆RGS,t-2T ( 7 )

em que:

RGS,tT

Custos de gestão do sistema, previstos para o ano t

CEGS,t Custos de exploração (exclui amortizações) afetos à gestão do sistema,

líquidos dos proveitos de gestão do sistema que não resultam da aplicação das

tarifas de Uso Global do Sistema, aceites para o ano t

CCGS,t Custos com capital afetos à gestão do sistema, previstos para o ano t

CSGS,t Custos excecionais com serviços de sistema contratados de forma bilateral,


ItrGS,t Encargos com contratos de interruptibilidade, previstos para o ano t

∆RGS,t-2T Ajustamento no ano t, dos custos de gestão do sistema tendo em conta os

valores ocorridos em t-2.

2 - Os custos de exploração incluem, nomeadamente, os custos relativos a fornecimentos e

serviços externos, materiais diversos e pessoal.

3 - Os custos com capital CCGS,t são determinados a partir da seguinte expressão:

CCGS,t=AmGS,t+ActGS,t×rGS,t

100 ( 8 )

em que:

AmGS,t Amortizações dos ativos fixos afetos à gestão do sistema, previstos para o ano

t

ActGS,t Valor médio dos ativos fixos afetos à gestão do sistema, líquido de

amortizações e comparticipações, previsto para o ano t, dado pela média

aritmética simples dos valores no início e no fim do ano


72

rGS,t Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à gestão do sistema, resultante da

metodologia definida para o período de regulação, em percentagem.

4 - Os encargos com contratos de interruptibilidade ItrGS,t são determinados a partir da


ItrGS,t=ItrI,t+ItrII,t-1×1+rItr,II

100

( 9 )

em que:

ItrI,t Encargos com contratos de interruptibilidade no âmbito da Portaria n.º 592/2010,

de 29 de julho, e da Portaria n.º 1308/2010, de 23 de dezembro, previstos para

o ano t.

ItrII,t-1 Encargos com contratos de interruptibilidade, do ano t-1, de acordo com a

legislação em vigor.

rItr,II Taxa a determinar pela ERSE relativa a encargos financeiros associada aos

pagamentos de contratos de interruptibilidade, de acordo com a legislação em

vigor, em percentagem.

5 - O ajustamento ∆RGS,t-2T previsto na expressão ( 7 ) é determinado a partir da seguinte

expressão:

∆RGS,t-2T = RfUGS1,t-2

T RGS,t-2T RPGS,t-2

T × 1+it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100

( 10 )

em que:

RfUGS1,t-2T Valor faturado por aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso Global do

Sistema, no ano t-2

RGS,t-2T Custo de gestão do sistema calculados em t-1 de acordo com a expressão

( 7 ), com base nos valores verificados em t-2

RPGS,t-2T Proveitos com penalizações aplicadas a agentes de mercado, no ano t-2, no

âmbito da atividade de Gestão Global do Sistema


diários do ano t-2



73




Artigo 86.º

Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse

económico geral

1 - Os custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse

económico geral, no ano t, são dados pelas seguintes expressões:

RPol,tT

=RAAPol,t+RAMPol,t ∆RAPol,t-1T +RCVEE,t

AC+TerPol,t+REGGS,t+AdCPol,t+CGPPDAPol,t+

+OCPol,t+ECPol, t EOPol, t RGP,tT

∆RPol,t-2

T

( 11 )

RrPol,tT = RPol,t

T‐ MSPOLPOL,t

T ( 12 )

em que:

RPol,tT


interesse económico geral, previstos para o ano t

RAAPol,t Custo com a convergência tarifária da RAA, previsto para o ano t

RAMPol,t Custo com a convergência tarifária da RAM, previsto para o ano t

∆RAPol,t-1T Valor previsto do desvio da recuperação pelo operador da rede de transporte

em Portugal continental do custo com a convergência tarifária das Regiões

Autónomas dos Açores e da Madeira, pago durante o ano t-1

RCVEE,tAC


previstos para o ano t, calculados de acordo com o Artigo 83.º

TerPol,t Parcela associada aos terrenos afetos ao domínio público hídrico, prevista para

o ano t

REGGS,t Custos com a ERSE previstos para o ano t

AdCPol,t Transferências para a Autoridade da Concorrência, no ano t


74

CGPPDAPol,t Custos de gestão dos Planos de Promoção do Desempenho Ambiental, fixados

pela ERSE para o ano t, de acordo com a Secção VII do presente capítulo

OCPol,t Outros custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de

interesse económico geral, previstos para o ano t

ECPol,t Custos com o Plano de Promoção da Eficiência no Consumo, previstos para o

ano t, aprovados pela ERSE de acordo com a Secção XI do presente capítulo

EOPol, t Custos com a concessionária da Zona Piloto, no ano t

RGP,tT

Os custos decorrentes do mecanismo de garantia de potência calculados de

acordo com a legislação em vigor

∆RPol,t-2T Ajustamento no ano t, dos custos decorrentes de medidas de política

energética, ambiental ou de interesse económico geral, tendo em conta os

valores ocorridos em t-2

RrPol,tT Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de

interesse económico geral, previstos para o ano t a recuperar pela aplicação

da tarifa de uso global do sistema do operador da rede de transporte

MSPOLPOL,tT Medidas de sustentabilidade do SEN decorrentes da legislação em vigor.

2 - O custo com a convergência tarifária da RAA RAAPol,t é dado pela expressão:

RAAPol,t=SAtAGS+SAt

D+SAtC+RAA0607, Pol,t ( 13 )

em que:

SAtAGS Sobrecusto da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAA, calculado de acordo com a expressão ( 86 ) do Artigo 107.º, previsto

para o ano t

SAtD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA, calculado

de acordo com a expressão ( 87 ) do Artigo 107.º, previsto para o ano t

SAtC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA,

calculado de acordo a expressão ( 88 ) do Artigo 107.º, previsto para o ano t

RAA0607, Pol,t Custos com a convergência tarifária da RAA referentes aos anos de 2006 e

2007, a recuperar no ano t, calculados de acordo com o Artigo 108.º.


75

3 - O custo com a convergência tarifária da RAM RAMPol,t é dado pela expressão:

RAMPol,t=SMtAGS+SMt

D+SMtC+RAM0607, Pol,t ( 14 )

em que:

SMtAGS Sobrecusto da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAM, calculado de acordo com a expressão (107) do Artigo 115.º, previsto

para o ano t

SMtD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM, calculado

de acordo com a expressão (108) do Artigo 115.º, previsto para o ano t

SMtC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM,

calculado de acordo com a expressão (109) do Artigo 115.º, previsto para o

ano t

RAM0607, Pol,t Custos com a convergência tarifária da RAM referentes aos anos de 2006 e

2007, a recuperar no ano t, calculados de acordo com o Artigo 116.º.

4 - O valor previsto do desvio ∆RAPol,t-1T é determinado pela seguinte expressão:

∆RAPol,t-1T =

RAAPol,t-1+RAMPol,t-1

RPol,t-1T ×RfWUGS 2,t-1

T RAAPol,t-1 RAMPol,t-1 × 1+it-1E +δt-1

100

( 15 )

em que:

RAAPol,t-1 Custo com a convergência tarifária da RAA, previsto no ano t-2 para as tarifas

de t-1 e que foi pago pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental durante o ano t-1

RAMPol,t-1 Custo com a convergência tarifária da RAM, previsto no ano t-2 para as tarifas

de t-1 e que foi pago pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental durante o ano t-1

RPol,t-1T


interesse económico geral, previstos no ano t-2, para as tarifas de t-1

RfWUGS 2,t-1T Valor previsto dos proveitos faturados por aplicação dos preços de energia da

parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema, no ano t-1




76


5 - A parcela associada aos terrenos TerPol,t é dada pela expressão:

TerPol,t=TerPol DPH,t+TerPol ZPH,t ( 16 )

em que:

TerPol DPH,t Parcela associada aos terrenos afetos ao domínio público hídrico, prevista para

o ano t

TerPol ZPH,t Amortizações dos terrenos afetos à zona de proteção hídrica, previstas para o

ano t.

a) A parcela associada aos terrenos afetos ao domínio público hídrico TerPol DPH,t é dada pela

expressão:

TerPol DPH,t=AmPolDPH,tTer ActPolDPH,t

Ter rPol,tTer

100

( 17 )

em que:

AmPolDPH,tTer Amortizações dos terrenos afetos ao domínio público hídrico, previstas para o

ano t

ActPolDPH,tTer Valor médio dos terrenos afetos ao domínio público hídrico, líquido de

amortizações e comparticipações, previsto para o ano t, dado pela média

aritmética simples dos valores no início e no fim do ano

rPol,tTer Taxa de remuneração determinada de acordo com a legislação em vigor.

6 - Os custos com a ERSE afetos ao setor elétrico não incluem transferências para a Autoridade

da Concorrência.

7 - Os custos com a concessionária da Zona Piloto EOPol,t são determinados pela seguinte

expressão:

EOPol, t=AmEO,t-1 ActEO,t-1rEO,t-1

100CEEO,t-1 SEO,t-2 ( 18 )


77

em que:

AmEO,t-1 Amortização dos ativos fixos, líquidos das amortizações do imobilizado

comparticipado, afetos à zona de piloto para o aproveitamento de energia a

partir das ondas, no ano t-1

ActEO,t-1 Valor médio dos ativos fixos afetos à zona de piloto para o aproveitamento de

energia a partir das ondas, líquidos das amortizações e comparticipações, no

ano t-1

rEO,t-1 Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à zona de piloto para o aproveitamento

de energia a partir das ondas, líquidas de amortizações e comparticipações,

resultante da metodologia definida para o período de regulação, em

percentagem

CEEO,t-1 Custos de exploração calculados ao abrigo da cláusula 17.ª do Contrato de

Concessão, no ano t-1

SEO,t-2 Receitas líquidas calculadas ao abrigo da cláusula 22.ª do Contrato de

Concessão, no ano t-2.

8 - O ajustamento ∆RPol,t-2T previsto na expressão ( 12 ) é determinado a partir da seguinte

expressão:

∆RPol,t-2T = RfWUGS2,t-2

T + MSPOLPOL,t-2T RPol,t-2

T × 1+it-2E +δt-2

100∆RAPol,prov

T × 1+it-1E +δt-1

100

( 19 )

em que:

RfWUGS2,t-2T Valor faturado, no ano t-2, por aplicação dos preços de energia da parcela II da

tarifa de Uso Global do Sistema

MSPOLPOL,t-2T Medidas de sustentabilidade do SEN decorrentes da legislação em vigor,

transferidas no ano t-2

RPol,t-2T Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de

interesse económico geral, calculados em t-1 de acordo com a expressão



diários do ano t-2



78

∆RAPol,provT Valor do ajustamento provisório calculado no ano t-2 de acordo com a

expressão ( 15 ) incluído nos proveitos permitidos do ano em curso como sendo

o valor ∆RAPol,t-1T




Artigo 87.º

Faturação mensal dos custos para a manutenção do equilíbrio contratual

Os encargos mensais da tarifa de Uso Global do Sistema a faturar pelo operador da rede de

transporte, relativos aos CMEC são calculados de acordo com o Artigo 138.º.

Artigo 88.º

Proveitos da atividade de Transporte de Energia Elétrica

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Transporte de Energia Elétrica, no ano t, são dados

pela expressão:

RURT,tT

=CEURT,t+CSubURT,t+CCURT,t+ImeURT,t+TSOURT,t+AmbURT,t+ZURT,t-1× 1+it-1E +δt-1

100∆RURT,t-2

T ( 20 )

em que:

RURT,tT

Proveitos permitidos da atividade de Transporte de Energia Elétrica, previstos

para o ano t

CEURT,t Custos de exploração afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica,


CSubURT,t Custos previamente aprovados pela ERSE associados com a captação e

gestão de subsídios comunitários, nomeadamente custos com pessoal e FSE

diretamente decorrentes destas atividades

CCURT,t Custos com capital afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica,


ImeURT,t Incentivo à manutenção em exploração do equipamento em final de vida útil,

no ano t


79

TSOURT,t Valor da compensação entre operadores das redes de transporte, previsto para

o ano t

AmbURT,t Custos com a promoção do desempenho ambiental previstos para o ano t,

aceites pela ERSE, de acordo com o “Plano da Promoção do Desempenho

Ambiental”, previstos para o ano t, conforme estabelecido na Secção VII do

presente capítulo

ZURT,t-1 Custos previstos para o ano t-1, não contemplados no âmbito da aplicação de

metas de eficiência




∆RURT,t-2T Ajustamento no ano t, dos proveitos da atividade de Transporte de Energia

Elétrica, tendo em conta os valores ocorridos em t-2.


2 - Os custos de exploração CEURT,t são calculados de acordo com a seguinte expressão:

CEURT,t=

FCEURT,t VCEiURT,tTCEiURT,t

i

CEURT,t-1 1+IPIBt-1 XFCE

100+

VCEiURT,t-11+

IPIBt-1 XVCEURT,i

100TCEiURT,t

i

t=1

t=2,3

( 21 )

em que:

t Ano do período de regulação

i Indutor de custo

FCEURT,t Componente fixa dos custos de exploração afetos à atividade de Transporte de

Energia Elétrica, no ano t

VCEiURT,t Componente variável unitária i dos custos de exploração afetos à atividade de

Transporte de Energia Elétrica, no ano t


80

TCEiURT,t Valor previsto para o indutor de custos de exploração i afetos à atividade de

Transporte de Energia Elétrica, do ano t

IPIBt-1 Taxa de variação do índice de preços implícito no Produto Interno Bruto

(variação anual terminada no 2.º trimestre do ano t-1), publicada pelo INE

XFCE Parâmetro de eficiência associado à componente fixa dos custos de exploração

afetos à atividade de transporte de Energia Elétrica, em percentagem

XVCEURT,i Parâmetro i de eficiência associado à componente variável dos custos de

exploração afetos à atividade de transporte de Energia Elétrica, em

percentagem.

3 - Os custos associados com a captação e gestão de subsídios comunitários CSubURT,t

incluindo designadamente custos com pessoal e custos com fornecimentos e serviços externos.

4 - Os custos com capital CCURT,t são determinados a partir da seguinte expressão:

CCURT,t=CCCA,URT,t+CCCREF,URT,t

CCCA,URT,t=AmCA,URT,t+ActCA,URT,t×rCA,URT,t

100

CCCREF,URT,t=AmCREF,URT,t+ActCREF,URT,t×rCREF,URT,t

100

( 22 )

em que:

CCCA,URT,t Custo com capital referente a ativos fixos, calculados com base em custos

reais, afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica previsto para o ano

t

CCCREF,URT,t Custo com capital referente a ativos corpóreos, calculados com base em custos

de referência, afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica previsto

para o ano t

AmCA,URT,t Amortizações dos ativos fixos, calculados com base em custos reais, afetos à

atividade de Transporte de Energia Elétrica, previstas para o ano t

ActCA,URT,t Valor médio dos ativos fixos, calculados com base em custos reais, afetos à

atividade de Transporte de Energia Elétrica, previsto para o ano t, dado pela

média aritmética simples dos valores no início e no fim do ano


81

rCA,URT,t Taxa de remuneração dos ativos fixos, calculados com base em custos reais,

afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica, resultante da metodologia

definida para o período de regulação, em percentagem

AmCREF,URT,t Amortizações dos ativos corpóreos, calculados com base em custos de

referência, afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica, previstas para

o ano t

ActCREF,URT,t Valor médio dos ativos corpóreos calculados com base em custos de

referência, afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica, previsto para

o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início e no fim do

ano

rCREF,URT,t Taxa de remuneração dos ativos corpóreos calculados com base em custos de

referência, afetos à atividade de Transporte de Energia Elétrica, resultante da

metodologia definida para o período de regulação, em percentagem.

a) A parcela CCCREF,URT,t só terá aplicação quando forem definidos pela ERSE os custos de

referência a utilizar para cálculo dos custos aceites com novos investimentos.

b) Os custos de referência referidos na alínea anterior são custos eficientes a determinar na

sequência de uma avaliação conjunta dos investimentos efetuados pelo operador da rede

de transporte em confronto com as melhores práticas de outros operadores congéneres

europeus, a publicar em norma complementar a este regulamento pela ERSE.

5 - O incentivo à manutenção em exploração do equipamento em final de vida útil ImeURT,t é

calculado de acordo com a seguinte expressão:

ImeURT,t=αt×CIiVUi

× 1+0,5×rIme, URT,t

100i

( 23 )

em que:

αt Parâmetro associado ao incentivo à manutenção em exploração do

equipamento em final de vida útil, no ano t

CIi Custo de investimento aceite para efeitos de regulação do equipamento i

VUi Número de anos de vida útil do equipamento i


82

rIme, URT,t Taxa de remuneração a aplicar aos equipamentos que após o final de vida útil

se encontrem em exploração, resultante da metodologia definida para o

período de regulação, em percentagem.

6 - O ajustamento ∆RURT,t-2T previsto na expressão ( 20 ) é determinado a partir da seguinte

expressão:

∆RURT,t-2T = RfURT,t-2

T RURT,t-2T GCIURT,t-2

CQSURT,t-2 × 1it-2E δt-2

1001

it-1E δt-1

100IdrURT,t-2

( 24 )

em que:

RfURT,t-2T Proveitos faturados da atividade de Transporte de Energia Elétrica por

aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte, no ano t-2

RURT,t-2T Proveitos da atividade de Transporte de Energia Elétrica calculados em t-1, de

acordo com a expressão ( 20 ), com base nos valores verificados em t-2

GCIURT,t-2 Proveito proveniente do Mecanismo da Gestão Conjunta da Interligação

Portugal - Espanha, no ano t-2

CQSURT,t-2 Compensação devida por incumprimento dos padrões de continuidade de

serviço nos termos estabelecidos no Regulamento de Qualidade de Serviço


diários do ano t-2





IdrURT,t-2 Incentivo à disponibilidade da rede de transporte, referente a t-2, de acordo

com a Secção XIV do presente capítulo.

7 - O proveito GCIURT,t-2 corresponde ao saldo remanescente da aplicação das receitas

associadas ao Mecanismo de Gestão Conjunta da Interligação Portugal – Espanha nas seguintes

rubricas, previstas no Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações:


83

a) Compensação económica aos agentes de mercado detentores dos direitos físicos da

capacidade libertada para o mercado diário.

b) Compensação económica ao sistema elétrico importador pela energia não exportada em

consequência da redução da capacidade de interligação.

c) Cobertura de custos associados a ações coordenadas de balanço e ações de redespacho.

d) Investimentos na rede de transporte destinados a manter ou reforçar a capacidade de

interligação.

Secção III

Proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal continental

Artigo 89.º

Proveitos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte

Os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte, no

ano t, são dados pela expressão:

RCVAT,tD

=RUGS,tD

+RURT,tD

( 25 )

em que:

RCVAT,tD

Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de

Transporte, previstos para o ano t

RUGS,tD

Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal


clientes, previstos para o ano t, calculados de acordo com a expressão

( 26 ) do Artigo 90.º

RURT,tD



a clientes, previstos para o ano t, calculados de acordo com a expressão ( 38 )

do Artigo 93.º.



84

Artigo 90.º

Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental

por aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

1 - Os proveitos a recuperar por aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a

clientes são obtidos de acordo com a seguinte expressão:

RUGS,tD

=RUGS1,tD

+RUGS2,tD

+RUGS3,tD

( 26 )

em que:

RUGS,tD



clientes, previstos para o ano t

RUGS1,tD


continental por aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso Global do

Sistema, previstos para o ano t

RUGS2,tD


continental por aplicação dos preços da parcela II da tarifa de Uso Global do


RUGS3,tD

Montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores decorrente

da aplicação da tarifa social, previsto para o ano t, calculado de acordo com o

Artigo 91.º.

Salvo indicação em contrário, as parcelas são expressas em euros.

2 - Os proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental por

aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes, são

dados pela expressão:

RUGS1,tD

=RGS,tT

∆UGS1,t-2D ( 27 )

em que:

RGS,tT

Custos do operador da rede de transporte em Portugal continental para o ano

t, decorrentes da gestão do sistema, calculados de acordo com a expressão



85

∆UGS1,t-2D Ajustamento aos proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal

continental no ano t-2, por aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso

Global do Sistema às entregas a clientes.

3 - O ajustamento ∆UGS1,t-2D é dado pela expressão:

∆UGS1, t-2D = RfUGS1,t-2

D RfUGS1,t-2T ∆UGS1, t-4

D 1+it-2E δt-2

1001+

it-1E δt-1

100

( 28 )

em que:

RfUGS1,t-2D Proveitos obtidos pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental

no ano t-2, por aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso Global do

Sistema às entregas a clientes

RfUGS1,t-2T Proveitos faturados pelo operador da rede de transporte em Portugal


Global do Sistema deste operador

∆UGS1, t-4D Ajustamento aos proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal


Global do Sistema às entregas a clientes


diários do ano t-2






aplicação dos preços da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes, são


RUGS2,tD

=RWUGS2,tD +RPUGS2,t

D ( 29 )


86

em que:

RWUGS2,tD Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal

continental por aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa de Uso

Global do Sistema, previstos para o ano t

RPUGS2,tD Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal

continental por aplicação dos preços de potência contratada da parcela II da

tarifa de Uso Global do Sistema, previstos para o ano t definidos de acordo com

o Artigo 92.º.


aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a

clientes, são dados pela expressão:

RWUGS2,tD = RPol,t

TSPRECVPRE,t

PRE1 SPRECVPRE,tPRE2 DT06 Pol,t

D DT07 Pol,tD

∆WUGS2,t-2D EstPol,t ExtCUR, t

TVCFSCUR, t

TVCF

( 30 )

em que:

RPol,tT


interesse económico geral, previstos para o ano t, calculados de acordo com a

expressão ( 11 ) do Artigo 86.º

SPRECVPRE,tPRE1 Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em

regime especial, enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24

de maio, a ser transferido para o comercializador de último recurso, previsto

para o ano t, calculados de acordo com o Artigo 96.º


regime especial com remuneração por tarifa fixada administrativamente, não

enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, a ser

transferido para o comercializador de último recurso, previsto para o ano t,

calculados de acordo com o Artigo 96.º

DT06 Pol,tD Défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BT em 2006,

a recuperar pelo operador da rede de distribuição no ano t

DT07 Pol,tD Défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BTN em

2007, a recuperar pelo operador da rede de distribuição no ano t


87

∆WUGS2,t-2D Ajustamento aos proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal

continental no ano t-2, por aplicação dos preços de energia da parcela II da

tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes.

EstPol,t Valor a repercutir nas tarifas, no ano t, resultante de medidas no âmbito da

estabilidade tarifária

ExtCUR, tTVCF

Diferencial positivo ou negativo na atividade de Comercialização devido à

extinção das tarifas reguladas de venda a clientes finais com consumos ou

fornecimentos em NT (AT, MT), BTE e BTN, previsto para o ano t, calculado

de acordo com o Artigo 100.º a repercutir nos respetivos níveis de tensão

SCUR, tTVCF Sobreproveito associado à aplicação da tarifa de venda transitória aos clientes

em AT, MT, BTE e BTN, previsto para o ano t calculado de acordo com o Artigo

101.º a repercutir nos respetivos níveis de tensão.

6 - Os montantes dos défices tarifários referentes a 2006 e 2007, acrescidos dos respetivos

encargos financeiros calculados à taxa de juro Euribor a 3 meses, em vigor no último dia útil do

mês de junho de cada ano, acrescida de meio ponto percentual, DT06 Pol,tD e DT07 Pol,t

D , serão

recuperados em 10 anuidades, separadamente para 2006 e 2007, com início em 2008, conforme

estabelecido no Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de dezembro.

7 - Para cada ano t do período de recuperação, o valor da anuidade corresponde ao termo de

uma renda de prestações constantes, de capital e encargos financeiros, calculada até final do

referido período.

8 - Para cada ano t do período de recuperação, o valor da anuidade referida no número anterior,

será recalculada com base na taxa de juro Euribor a 3 meses, em vigor no último dia útil do mês

de junho do ano em que ocorre a fixação das tarifas de energia elétrica (t-1), acrescida de meio

ponto percentual.

9 - O valor a repercutir nas tarifas, no ano t, resultante de medidas no âmbito da estabilidade

tarifária é dado pela seguinte expressão:

EstPol,t=‐CCVEE,tSust Estt

E EstPol,t CIEG ( 31 )


88

em que:

CCVEE,tSust Ajustamentos positivos ou negativos da atividade de aquisição de energia do

comercializador de último recurso referentes a anos anteriores, definidos para

efeitos da sustentabilidade dos mercados, a repercutir nos proveitos do ano t,

recuperados pela tarifa de Uso Global do Sistema do operador da rede de

distribuição, sem prejuízo do disposto na alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do

Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto

Estt E Repercussão nas tarifas elétricas dos custos ou proveitos diferidos de anos

anteriores, respeitantes à aquisição de energia elétrica, ao longo de um período

máximo de 15 anos, a estabelecer, mediante despacho do Ministro responsável

pela área da energia, até 20 de setembro de cada ano, nos termos do n.º 4 do

Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto

EstPol,t CIEG Repercussão nas tarifas dos custos diferidos de anos anteriores, decorrentes

de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse

económico geral, ao longo de um período máximo de 15 anos, a estabelecer,

mediante despacho do Ministro responsável pela área da energia, até 20 de

setembro de cada ano, nos termos do n.º 4 do Artigo 2.º do Decreto-Lei

n.º 165/2008, de 21 de agosto.

10 - O ajustamento ∆WUGS2,t-2D é dado pela expressão:

∆WUGS2,t-2D = RfWUGS2, t-2

D CUGS2,t-2w

RfWUGS2, t-2T +SPRECVEE,t-2

PRE1 +SPRECVEE,t-2PRE2 +DT06 Pol,t-2

D +DT07 Pol,t-2D

∆WUGS2,t-4D +EstPol,t-2 +ExtCUR, t-2

TVCF +SCUR, t-2

TVCF

1it-2E δt-2

1001+

it-1E δt-1

100

( 32 )

em que:

RfWUGS2,t-2D Proveitos obtidos pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental

no ano t-2, por aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa de Uso

Global do Sistema às entregas a clientes

CUGS2,t-2w Medidas de compensação aos preços de energia da parcela II da tarifa de Uso

Global do Sistema no ano t-2

RfWUGS2,t-2T Proveitos faturados pelo operador da rede de transporte em Portugal


tarifa de Uso Global do Sistema deste operador


89

SPRECVEE,t-2PRE1 Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em


de maio, transferidos no ano t-2 para o comercializador de último recurso



enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio,

transferidos no ano t-2 para o comercializador de último recurso

DT06 Pol,t-2D Défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BT em 2006,

recuperado pelo operador da rede de distribuição no ano t-2

DT07 Pol,t-2D Défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BTN em

2007, recuperado pelo operador da rede de distribuição no ano t-2

∆WUGS2,t-4D Ajustamento aos proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal


tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

EstPol,t-2 Valor a repercutir nas tarifas, no ano t-2, resultante de medidas no âmbito da

estabilidade tarifária, recuperado pelo operador da rede de distribuição no ano

t-2

ExtCUR, t-2TVCF Montante transferido no ano t-2 do diferencial positivo ou negativo na atividade

de Comercialização devido à extinção das tarifas reguladas de venda a clientes

finais com consumos ou fornecimentos em NT (AT, MT), BTE e BTN

SCUR, t-2TVCF Sobreproveito associado à aplicação da tarifa de venda transitória aos clientes

em AT, MT, BTE e BTN, transferido pelo comercializador de último recurso no

ano t-2


diários do ano t-2






90

Artigo 91.º

Custos com a aplicação da tarifa social

1 - O financiamento dos custos com a aplicação da tarifa social processa-se nos termos do

disposto na legislação aplicável.

2 - Os custos referidos no número anterior são devidos à entidade concessionária da RNT,

enquanto Operador do Sistema de acordo com o estabelecido no Regulamento de Relações

Comerciais.

3 - O operador da rede de transporte transfere em prestações iguais e com periodicidade mensal

para o operador da rede de distribuição o montante total recebido dos centros electroprodutores.

4 - O montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores decorrente da aplicação

da tarifa social previsto para o ano t, é dado pela expressão:

RUGS3,tD

=SsocPol,tC ∆UGS3,t-1

D ∆UGS3,t-2D ( 33 )

em que:

RUGS3,tD

Montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores decorrente

da aplicação da tarifa social, previsto para o ano t

SsocPol,tC Desconto decorrente da aplicação da tarifa social, previstos para o ano t


continental no ano t-1, por aplicação da tarifa social no âmbito da parcela III da



continental no ano t-2, por aplicação da tarifa social no âmbito da parcela III da

tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes.

5 - O ajustamento (∆UGS3,t-1D ) é dado pela expressão:

∆UGS3,t-1D = RtUGS3,t-1

D RUGS3,t-1D × 1+

it-1E +δt-1

100

( 34 )

em que:

RtUGS3,t-1D Montantes transferidos pelo operador da rede de transporte do valor previsto da

tarifa social em t-1


91

RUGS3,t-1D Desconto relativo à tarifa social efetivamente concedido pelo operador da rede

de distribuição em Portugal continental no ano t-1 acrescido dos ajustamentos

de t-4




6 - O ajustamento (∆UGS3,t-2D ) é dado pela expressão:

∆UGS3,t-2D = RtUGS3,t-2

D RUGS4,t-2D × 1+

it-2E +δt-2

100∆UGS3,t-1

D × 1+it-1E +δt-1

100

( 35 )

em que:

RtUGS3,t-2D Montantes transferidos pelo operador da rede de transporte do valor previsto

da tarifa social em t-2

RUGS3,t-2D Desconto relativo à tarifa social efetivamente concedido pelo operador da rede

de distribuição em Portugal continental no ano t-2 acrescido dos ajustamentos

de t-4


diários do ano t-2


∆UGS3,t-1D Valor estimado para o ajustamento aos proveitos do operador da rede de

distribuição em Portugal continental no ano t-1, por aplicação da tarifa social

no âmbito da parcela III da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a

clientes




Estes ajustamentos incluem os ajustamentos referentes aos custos incorridos pelo operador da

rede de distribuição exclusivamente em BT com a aplicação da tarifa social.


92

Artigo 92.º

Custos para a manutenção do equilíbrio contratual

1 - Os custos para a manutenção do equilíbrio contratual, no ano t, são dados pela seguinte

expressão:

RPUGS2,tD = PCMEC,t+PA

CMEC,t+CH

Pol,t-1CUGS2,t-2

p ( 36 )

PCMEC,t=PFCMEC,t PACMEC,t CPCMEC,t ( 37 )

em que:


continental por aplicação dos preços de potência contratada da parcela II da

tarifa de Uso Global do Sistema, previstos para o ano t

PCMEC,t Parcela dos CMEC calculada de acordo com o estipulado no Decreto-Lei

n.º 240/2004, de 27 de dezembro, com as alterações introduzidas pelo Decreto-

Lei n.º 199/2007, de 18 de maio, para o ano t

PACMEC,t Componente de alisamento dos CMEC, para o ano t

CHPol,t-1 Diferencial de correção de hidraulicidade estimado para o ano t-1

CUGS2,t-2p Medidas de compensação relativas aos preços de potência da parcela II da

tarifa de Uso Global do Sistema no ano t-2

PFCMEC,t Parcela Fixa dos CMEC calculada de acordo com o estipulado nos Artigos 2.º

e 3.º do anexo I, do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, com as

alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 199/2007, de 18 de maio, para o

ano t

PACMEC,t Parcela de Acerto dos CMEC calculada de acordo com o estipulado no

Artigo 6.º do anexo I, do Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, com as

alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 199/2007, de 18 de maio, para o

ano t

CPCMEC,t Compensação devida pelos produtores ao operador da rede de transporte em

Portugal continental, de acordo com o estipulado no n.º 6 do Artigo 5.º do

Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, com as alterações introduzidas

pelo Decreto-Lei n.º 199/2007, de 18 de maio, para o ano t.


93


2 - Sem prejuízo do referido no número seguinte, a componente de alisamento dos CMEC

corresponde a aplicação a partir de janeiro do ano t da estimativa dos custos com os CMEC não

constantes da parcela de Acerto e da parcela Fixa referentes ao ano t.

3 - Aquando da revisão da tarifa de UGS, nos termos definido no Artigo 11º, do Decreto-Lei

n.º 240/2004, de 27 de dezembro, o saldo positivo ou negativo dos montantes recebidos ou pagos

pelo ORD por aplicação da componente de alisamento, PACMEC,t , é devolvido nos restantes

meses do ano, sendo para o efeito recalculada a componente de alisamento dos CMEC.

4 - A componente de alisamento dos CMEC não tem qualquer implicação no cálculo e cobrança

da parcela de Acerto definida no Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro, não implicando

qualquer fluxo financeiro entre os produtores de energia elétrica e a entidade concessionária da

RNT.

5 - Os encargos ou proveitos financeiros associados ao saldo acumulado da conta de correção

de hidraulicidade são calculados com base na taxa média de financiamento associada ao grupo

empresarial onde pertence a empresa titular da conta de correção de hidraulicidade.

6 - A compensação relativa aos preços de potência da parcela II da tarifa de Uso Global do

Sistema CUGS2,t-2p é considerada no cálculo das tarifas do ano t com base nos valores reais

apurados para o ano t-2, acrescida de juros à taxa definida no Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27

de dezembro, com as alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 199/2007, de 18 de maio, para

a componente de revisibilidade anual.

Artigo 93.º

Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental

por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte às entregas a clientes

1 - Os proveitos a recuperar por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte às entregas

a clientes, são dados pela expressão:

RURT,tD

=RURT,tT

∆RURT,t-2D ( 38 )

em que:

RURT,tD

Proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição por aplicação das

tarifas de Uso da Rede de Transporte às entregas a clientes, previstos para o

ano t


94

RURT,tT


para o ano t, calculados de acordo com a expressão ( 20 ) do Artigo 88.º

∆RURT,t-2D Ajustamento aos proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal

continental no ano t-2, por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte

às entregas a clientes.


2 - O ajustamento ∆RURT,t-2D é calculado de acordo com a seguinte expressão:

∆URT, t-2D = RfURT,t-2

D RfURT,t-2T ∆URT, t-4

D 1+it-2E δt-2

1001+

it-1E δt-1

100

( 39 )

em que:

RfURT,t-2D Proveitos obtidos pelo operador da rede de distribuição em Portugal

continental, no ano t-2 por aplicação da tarifa de Uso da Rede de Transporte

às entregas a clientes

RfURT,t-2T Proveitos faturados pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental, no ano t-2 por aplicação da tarifa de Uso da Rede de Transporte

∆URT, t-4D Ajustamento aos proveitos do operador da rede de distribuição em Portugal

continental no ano t-4, por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte

às entregas a clientes


diários do ano t-2





Artigo 94.º

Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica, no ano t, são dados

pela expressão:


95

RURD,tD

=

CEURD,j,t CCURD,j,t

PEFURD,j,t

RCURD,j,t AmbURD,j,t RIURD,j,t-2 ZURD,j,t-1 1it-1E δt-1

100∆RURD,j,t-2

D

2

j=1

( 40 )

em que:

RURD,tD

Proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica, previstos

para o ano t

j Níveis de tensão j=1, para AT e MT e j=2, para BT

CEURD,j,t Custos de exploração, aceites pela ERSE, deduzidos dos proveitos afetos à

atividade de Distribuição de Energia Elétrica que não resultam da aplicação

das tarifas de uso da rede de distribuição, previstos para o ano t

CCURD,j,t Custos com capital afetos à atividade de Distribuição de Energia Elétrica,


PEFURD,j,t Custos com os planos de reestruturação de efetivos afetos à atividade de

Distribuição de Energia Elétrica, aceites pela ERSE, por nível de tensão j,


RCURD,j,t Custo com rendas de concessão a pagar aos municípios, no nível de tensão j,


AmbURD,j,t Custos com a promoção do desempenho ambiental previstos para o ano t,

aceites pela ERSE, de acordo com o “Plano da Promoção do Desempenho

Ambiental”, previstos para o ano t, conforme estabelecido na Secção VII do

presente capítulo

RIURD,j,t-2 Incentivo aos investimentos em rede inteligente por nível de tensão, no ano

t-2, calculado de acordo com o estabelecido na Secção X e com base nos

benefícios previstos

ZURD,j,t-1 Custos previstos para o ano t-1, imputados ao nível de tensão j, não

contemplados no âmbito da aplicação de metas de eficiência





96

∆RURD,j,t-2D Ajustamento no ano t, dos proveitos da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, por nível de tensão j, no ano t-2.


2 - Os custos de exploração da atividade de Distribuição de Energia Elétrica para o ano t

CEURD,j,t , aceites pela ERSE, são calculados de acordo com a seguinte expressão:

CEURD,j,t=

FCEURD,j,t VCEiURD,j,tDCEiURD,j,t

i

FCEURD,j,t-1 1IPIBt-1 XFCE

100

VCEiURD,j,t-1× 1

IPIBt-1 XVCEURD,i

100i

DCEiURD,j,t

t = 1

( 41 ) t= 2, 3

em que:


j Nível de tensão

i Indutor de custo

FCEURD,j,t Componente fixa dos custos de exploração afetos à atividade de Distribuição de

Energia Elétrica, por nível de tensão j, no ano t

VCEiURD,j,t Componente variável unitária i dos custos de exploração afetos à atividade de

Distribuição de Energia Elétrica, por nível de tensão j, no ano t

DCEiURD,j,t Valor previsto para o indutor de custos de exploração i afetos à atividade de

Distribuição de Energia Elétrica no nível de tensão j , do ano t

IPIB -1

Taxa de variação do índice de preços implícito no Produto Interno Bruto (variação

anual terminada no 2º trimestre do ano (t-1)), publicada pelo INE

XFCE Parâmetro associado à componente fixa dos custos de exploração afetos à

atividade de Distribuição de Energia Elétrica, em percentagem

XVCEURD,i Parâmetro i associado à componente variável dos custos de exploração da

atividade de Distribuição de Energia Elétrica, em percentagem.

3 - Os custos com capital CCURD,j,t são determinados a partir da seguinte expressão:


97

CCURD,j,t=AmURD,j,t ActURD,j,trURD,t

100 ( 42 )

em que:

CCURD,j,t Custo com capital referente a ativos fixos, afetos à atividade de Distribuição de

Energia Elétrica previsto para o ano t


AmURD,j,t Amortizações dos ativos fixos, afetos à atividade de distribuição de Energia

Elétrica, previstas para o ano t

ActURD,j,t Valor médio dos ativos fixos, afetos à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, previsto para o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores

no início e no fim do ano

rURD,t Taxa de remuneração dos ativos fixos, afetos à atividade de Distribuição de

Energia Elétrica, resultante da metodologia definida para o período de regulação,

em percentagem.

4 - Os custos previstos com planos de reestruturação de efetivos PEFURD,j,t são aceites pela

ERSE, no início de cada período de regulação, sendo ajustados ao fim de dois anos com base

nos relatórios de execução a enviar pelo operador da rede de distribuição de acordo com o Artigo

161.º.

5 - O custo com as rendas de concessão a pagar aos municípios só se aplica à Baixa Tensão.

6 - O ajustamento ∆RURD,j,t-2D é dado pela seguinte expressão:

∆RURD,j, t-2D = RfURD,j,t-2

RURD,j,t-2‐ ActnpURD,j,l ∆r1

n

l=2012

PPURD,j,t-2 RQSURD,j,t-2 CQSURD,j,t-2 RIURD,j,t-2

1+it-2E δt-2

1001+

it-1E δt-1

100

( 43 )

em que:

RfURD,j,t-2D Proveitos faturados por nível de tensão resultantes da aplicação das tarifas de

Uso da Rede de Distribuição às entregas a clientes, no ano t-2


98

RURD,j,t-2D Proveitos permitidos por nível de tensão para a atividade de Distribuição de

Energia Elétrica, no ano t-2, calculados em t-1, de acordo com a expressão



l Ano de entrada em exploração do ativo

ActnpURD,j,l Valor médio dos ativos fixos em BT (j=2), afetos à atividade de Distribuição de

Energia Elétrica, entrados em exploração no ano l e que excedam o limite

fixado pela ERSE tal como referido no número 7 -

∆r1 Dedução à taxa de remuneração dos ativos fixos em BT (j=2) afetos à atividade

de Distribuição de Energia Elétrica por excesso do limite fixado pela ERSE tal

como referido no número 7 -

PPURD,j,t-2 Incentivo à redução das perdas por nível de tensão na rede de distribuição, no

ano t-2, calculado de acordo com o estabelecido na Secção VIII do presente

capítulo

RQSURD,j,t-2 Incentivo à melhoria da continuidade de serviço a aplicar em MT (j=1), no ano

t-2, calculado de acordo com o estabelecido na Secção IX do presente capítulo

CQSURD,j,t-2 Compensação devida por incumprimento dos padrões de continuidade de


RIURD,j,t-2 Incentivo aos investimentos em rede inteligente por nível de tensão, no ano

t-2, calculado de acordo com o estabelecido na Secção X e com base nos

benefícios demonstrados


diários do ano t-2





7 - Salvo situações excecionais, devidamente justificadas, para os ativos em BT (j=2) afetos à

atividade de Distribuição de Energia Elétrica, cujo nível de investimento exceda numa

determinada percentagem anual, a fixar pela ERSE para o período de regulação, o nível de


99

investimentos propostos efetuar no início do período de regulação, a taxa de remuneração a

aplicar será reduzida nos termos definidos no número anterior.

Secção IV

Proveitos do comercializador de último recurso

Artigo 95.º

Proveitos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do comercializador de

último recurso

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do

comercializador de último recurso, no ano t, são dados pela expressão:

RCVEE,tCR

= RCVPRE,tCR

RE,tCR

( 44 )

em que:

RCVEE,tCR



RCVPRE,tCR

Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica da Produção em

Regime Especial previstos para o ano t, calculados de acordo com o

Artigo 96.º.

RE,tCR

Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes previstos para o ano t, calculados de acordo com o

Artigo 97.º.

Artigo 96.º

Proveitos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica da Produção em Regime

Especial

1 - Os proveitos permitidos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica da Produção em

Regime Especial, no ano t, são dados pela expressão:

RCVPRE,tCR

=RSPRECVPRE,tPRE1 RSPRECVPRE,t

PRE2CfCVPRE,t

CR ( 45 )


100

em que:

RCVPRE,tCR

Proveitos permitidos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica da

Produção em Regime Especial previstos para o ano t

RSPRECVPRE,tPRE1 Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em


de maio, previsto para o ano t

RSPRECVPRE,tPRE2

Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em


enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previsto

para o ano t

CfCVPRE,tCR

Custos de funcionamento afetos à função de Compra e Venda de Energia

Elétrica da Produção em Regime Especial.

2 - O diferencial de custo RSPRECVPRE,tPRE1 é calculado de acordo com a seguinte expressão:

RSPRECVPRE,tPRE1 =PRECVPRE,t

PRE1VPRECVPRE,t

PRE1OCCVPRE,t

PRE1 ∆SPRECVPRE,t-1PRE1 ∆SPRECVPRE,t-2

PRE1 ( 46 )

SPRECVPRE,tPRE1 =ASPRECVPRE,t

PRE1 MSPRECVPRE,tPRE1 CIEGPRE1,t

Est ( 47 )

em que:

PRECVPRE,tPRE1

Custos com aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial,

enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstos

para o ano t

VPRECVPRE,tPRE1

Vendas de energia elétrica relativa à produção em regime especial,

enquadrada nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstas

para o ano t. As vendas podem ocorrer em mercados organizados à vista ou a

prazo, em leilões, através de contratos bilaterais e no âmbito das aquisições

do CUR valorizados ao preço de referência definido no Artigo 88.º

OCCVPRE,tPRE1 Outros custos, designadamente, custos com pagamentos de tarifa de acesso

à Rede de Transporte imputados aos produtores em regime especial, previstos

para o ano t

∆SPRECVPRE,t-1PRE1 Valor estimado para o ajustamento do diferencial de custo com a aquisição de

energia elétrica a produtores em regime especial, enquadrados nos termos do

Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, no ano t-1 a incorporar no ano t


101

∆SPRECVPRE,t-2PRE1 Ajustamento do diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a

produtores em regime especial, enquadrados nos termos do Decreto-Lei

n.º 90/2006, de 24 de maio, recalculado com base em valores reais



de maio, previsto para o ano t a recuperar pela aplicação dos preços de energia

da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

ASPRECVPRE,tPRE1 Valor referente às parcelas determinadas no âmbito do mecanismo de

alisamento do diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a


n.º90/2006, de 24 de maio, previstos para o ano t, definidos nas alíneas a) a e)

MSPRECVPRE,tPRE1 Medidas de sustentabilidade do SEN com impacte na PRE, decorrentes da

legislação em vigor, previstas para o ano t a recuperar pela aplicação dos

preços de energia da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas

a clientes

CIEGPRE1,tEst Custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou

de interesse económico geral previstos para o ano t, a repercutir nas tarifas

elétricas nos anos subsequentes, respeitantes à alínea b) do n.º 2 do

Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto.

a) O diferencial de custos com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial,

enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstos para o ano t

são sujeitos a uma repercussão quinquenal, nos termos do Artigo 73.ºA do Decreto-Lei

n.º29/2006, de 15 de fevereiro, na redação que lhe foi dada pelo Decreto-Lei n.º 78/2011,

de 20 de junho.

b) A transferência intertemporal é recuperada através de uma anuidade, a cinco anos.

c) A taxa de juro a aplicar ao mecanismo de alisamento de proveitos corresponde à taxa de

remuneração cuja metodologia é definida de acordo com a legislação em vigor.

d) A parcela de proveitos permitidos, resultante da diferença entre os proveitos permitidos em

cada ano e os resultantes da repercussão quinquenal dos diferenciais de custos é

identificado como ajustamento tarifário e suscetível de ser transmitida nos termos previstos

nos artigos 3.º do Decreto-Lei n.º237-B/2006, de 18 de dezembro e 5.º do Decreto-Lei n.º

165/2008, de 21 de agosto.

e) A diferença dos proveitos referida na alínea anterior é publicada pela ERSE no Despacho

anual que aprova as tarifas de eletricidade.


102

f) O montante a que se refere a alínea anterior deve ser transferido pelo operador da rede de

distribuição em valores mensais em regime de duodécimos no prazo de 25 dias a contar do

último dia do mês a que dizem respeito.

g) O ajustamento ∆SPRECVPRE,t-1PRE1 é calculado de acordo com a seguinte expressão:

∆SPRECVPRE,t-1PRE1 = SPRECVPRE,t-1

PRE1 ALSPRECVPRE, t-1PRE1 CIEGPRE1,t-1

EST RSPRECVPRE,t-1PRE1

1it-1E δt-1

100

( 48 )

em que:

SPRECVPRE,t-1PRE1 Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em


de maio, previstos recuperar em t-1 pela aplicação dos preços de energia da

parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

ALSPRECVPRE, t-1PRE1 Parcela de proveitos permitidos determinados no âmbito do mecanismo de

alisamento do diferencial de custos com a aquisição de energia elétrica a


n.º90/2006, de 24 de maio, definida nas alíneas a) a e), incorporada na

determinação dos proveitos permitidos no ano t-1

CIEGPRE1,t-1EST Custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou

de interesse económico geral previstos para o ano t-1, a repercutir nas tarifas



RSPRECVPRE,t-1PRE1 Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a produtores em


de maio, previsto para o ano t-1, determinado com base nos valores previstos

para o ano em curso, calculados pela expressão ( 46)

it-1E Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos

valores diários verificados entre 1 de janeiro e 15 de novembro do ano t-1


h) O ajustamento ∆SPRECVPRE,t-2PRE1 é calculado de acordo com a seguinte expressão:


103

∆SPRECVPRE,t-2PRE1 =

SPRECVPRE,t-2PRE1 ALSPRECVPRE, t-2

PRE1

MSPRECVPRE,t-2PRE1 CIEGPRE1,t-2

EST RSPRECVPRE,t-2PRE1 1

it-2E δt-2

100

SPRECVPRE,provPRE1

1+it-1E +δt-1

100

( 49 )

em que:



de maio, recuperados em t-2 pela aplicação dos preços de energia da parcela

II da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

ALSPRECVPRE, t-2PRE1 Parcela de proveitos permitidos determinados no âmbito do mecanismo de

alisamento do diferencial custo com a aquisição de energia elétrica a


n.º90/2006, de 24 de maio, definida nas alíneas a) a e), incorporada na

determinação dos proveitos permitidos no ano t-2

MSPRECVPRE,t-2PRE1 Medidas de sustentabilidade do SEN com impacte na PRE, decorrentes da

legislação em vigor, determinado com base nos valores reais, a recuperar pela

aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa de Uso Global do



de interesse económico geral determinados com base nos valores reais, a

repercutir nas tarifas elétricas nos anos subsequentes, respeitantes à alínea b)

do n.º 2 do Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto



de maio, no ano t-2, determinado com base nos valores reais, calculados pela

expressão ( 46 )

it-2E

Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos valores

diários do ano t-2



104

SPRECVPRE,provPRE1 Valor do ajustamento provisório calculado no ano t-2 de acordo com a

alínea a) incluído nos proveitos regulados do ano em curso como sendo o valor

∆SPRECVPRE,t-1PRE1

it-1E

Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos valores



3 - O diferencial de custo RSPRECVPRE,tPRE2 é calculado de acordo com a seguinte expressão:

RSPRECVPRE,tPRE2 =PRECVPRE,t

PRE2 VPRECVPRE,t

PRE2 OCCVPRE,t

PRE2 ∆SPRECVPRE,t-1PRE2 ( 50 )

SPRECVPRE,tPRE2 ASPRECVPRE,t

PRE2 MSPRECVPRE,tPRE2 CIEGPRE2,t

Est ( 51 )

em que:

PRECVPRE,tPRE2

Custos com aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial

com remuneração por tarifa fixada administrativamente, não enquadrados

nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstos para o ano

t

VPRECVPRE,tPRE2

Vendas de energia elétrica relativa à produção em regime especial com

remuneração por tarifa fixada administrativamente, não enquadrada nos

termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstas para o ano t. As

vendas podem ocorrer em mercados organizados à vista ou a prazo, em

leilões, através de contratos bilaterais e no âmbito das aquisições do CUR

valorizados ao preço de referência definido no Artigo 88.º

OCCVPRE,tPRE2 Outros custos, designadamente, custos com pagamentos de tarifa de acesso

à Rede de Transporte imputados aos produtores em regime especial com

remuneração por tarifa fixada administrativamente, previstos para o ano t

∆SPRECVPRE,t-1PRE2 Valor estimado para o ajustamento do diferencial de custo com a aquisição

de energia elétrica a produtores em regime especial com remuneração por

tarifa fixada administrativamente, não enquadrados nos termos do Decreto-

Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, no ano t-1 a incorporar no ano t


105

∆SPRECVPRE,t-2PRE2 Ajustamento do diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a

produtores em regime especial com remuneração por tarifa fixada

administrativamente, não enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º

90/2006, de 24 de maio, recalculado com base em valores reais




para o ano t a recuperar pela aplicação dos preços de energia da parcela II

da tarifa de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

ASPRECVPRE,tPRE2 Valor referente às parcelas determinadas no âmbito do mecanismo de

alisamento do diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica a

produtores em regime especial com remuneração por tarifa fixada

administrativamente, não enquadrados nos termos do Decreto-Lei

n.º90/2006, de 24 de maio, previstos para o ano t, definidos nas alíneas a) a

e)

MSPRECVPRE,tPRE2 Medidas de sustentabilidade do SEN com impacte na PRE, decorrentes da

legislação em vigor, previstas para o ano t, a recuperar pela aplicação dos

preços de energia da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema às

entregas a clientes

CIEGPRE2,tEst Custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou

de interesse económico geral previstos para o ano t, a repercutir nas tarifas


Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto.

a) O diferencial de custos com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial

com remuneração por tarifa fixada administrativamente, não enquadrados nos termos do

Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstos para o ano t são sujeitos a uma

repercussão quinquenal, nos termos do Artigo 73.ºA do Decreto-Lei n.º29/2006, de 15 de

fevereiro, na redação que lhe foi dada pelo Decreto-Lei n.º 78/2011, de 20 de junho.

b) A transferência intertemporal é recuperada através de uma anuidade, a cinco anos.

c) A taxa de juro a aplicar ao mecanismo de alisamento de proveitos corresponde à taxa de

remuneração cuja metodologia é definida de acordo com a legislação em vigor.

d) A parcela de proveitos permitidos, resultante da diferença entre os proveitos permitidos em

cada ano e os resultantes da repercussão quinquenal dos diferenciais de custos é

identificado como ajustamento tarifário e suscetível de ser transmitida nos termos previstos


106

nos artigos 3.º do Decreto-Lei n.º237-B/2006, de 18 de dezembro e 5.º do Decreto-Lei

n.º 165/2008, de 21 de agosto.

e) A diferença dos proveitos referida na alínea anterior é publicada pela ERSE no Despacho

anual que aprova as tarifas de eletricidade.

f) O montante a que se refere a alínea anterior deve ser transferido pelo operador da rede de

distribuição em valores mensais em regime de duodécimos no prazo de 25 dias a contar do

último dia do mês a que dizem respeito.

g) A taxa de juro a aplicar resulta da média das taxas de rendibilidades das obrigações do

tesouro a 2 anos e a 3 anos, determinada com base nos valores diários das taxas de

rendibilidades deste títulos verificados no mês de dezembro de 2010.

h) O saldo em dívida e respetivos juros são publicados pela ERSE no Despacho anual que

aprova as tarifas de eletricidade.

i) O ajustamento ∆SPRECVPRE,t-1PRE2 é calculado de acordo com a seguinte expressão:


SPRECVPRE,t-1PRE2 ALSPRECVPRE,t-1

PRE2 CIEGPRE2,t-1EST

RSPRECVPRE,t-1PRE2

1it-1E δt-1

100

( 52 )

em que:



enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, previstos

recuperar em t-1 pela aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa

de Uso Global do Sistema às entregas a clientes

ALSPRECVPRE,t-1PRE2 Parcela de proveitos permitidos determinados no âmbito do mecanismo de

alisamento do sobrecusto com a aquisição de energia elétrica a produtores

em regime especial com remuneração por tarifa fixada administrativamente,

não enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º90/2006, de 24 de maio,

definida nas alíneas a) a e), incorporada na determinação dos proveitos

permitidos no ano t-1


de interesse económico geral previstos para o ano t-1, a repercutir nas tarifas




107




para o ano t-1, determinado com base nos valores previstos para o ano em

curso, calculados pela expressão ( 50)

it-1E Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos



j) O ajustamento ∆SPRECVPRE,t-2PRE2 é calculado de acordo com a seguinte expressão:


SPRECVEE,t-2PRE2 ALSPRECVPRE,t-2

PRE2 MSPRECVPRE,t‐2PRE2 CIEGPRE2,t-2

EST RSPRECVPRE,t-2PRE2

1it-2E +δt-2

100SPRECVPRE,prov

PRE2

× 1+it-1E +δt-1

100

( 53 )

em que:



enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio,

recuperados em t-2 pela aplicação dos preços de energia da parcela II da


ALSPRECVPRE,t-2PRE2 Parcela de proveitos permitidos determinados no âmbito do mecanismo de

alisamento do sobrecusto com a aquisição de energia elétrica a produtores


não enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º90/2006, de 24 de maio,

definida nas alíneas a) a e), incorporada na determinação dos proveitos

permitidos no ano t-2

MSPRECVPRE,t-2PRE2 Medidas de sustentabilidade do SEN com impacte na PRE, decorrentes da

legislação em vigor, determinadas com base nos valores reais, a recuperar

pela aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa de Uso Global do



108


de interesse económico determinado com base nos valores reais a repercutir

nas tarifas elétricas nos anos subsequentes, respeitantes à alínea b) do n.º 2

do Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto



enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio, no ano

t-2, determinado com base nos valores reais, calculados pela expressão

( 50 )

it-2E

Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos

valores diários do ano t-2


SPRECVPRE,provPRE2 Valor do ajustamento provisório calculado no ano t-2 de acordo com a alínea

a) incluído nos proveitos regulados do ano em curso como sendo o valor

∆SPRECVPRE,t-1PRE2

it-1E

Taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos



k) A parcela CogCVPREFER contida nos ajustamentos tarifários é suscetível de ser transmitida nos

termos previstos no artigo 3.º do Decreto-Lei 237-B/2006, de 18 de dezembro.

4 - Os custos de funcionamento afetos à função de Compra e Venda de Energia Elétrica da

Produção em Regime Especial, aceites pela ERSE, são calculados com a seguinte expressão:

CfCVPRE,tCR =CCVPRE,t+AmCVPRE,t+ActCVPRE,t×

rCVPRE,tCR

100∆CfCVPRE,t-2

CR

CfCVPRE,tCR =CfCVPRE,t

PRE1CfCVPRE,t

PRE2

( 54 )

em que:

CCVPRE,t Custos de exploração afetos à função de Compra e Venda de Energia Elétrica

da Produção em Regime Especial, aceites pela ERSE, previstos para o ano t


109

AmCVPRE,t Amortizações do ativo fixo afeto à função de Compra e Venda de Energia

Elétrica da Produção em Regime Especial, aceites pela ERSE, previstas para

o ano t

ActCVPRE,t Valor médio do ativo fixo afeto à função de Compra e Venda de Energia Elétrica

da Produção em Regime Especial, líquido de amortizações e

comparticipações, previsto para o ano t, dado pela média aritmética simples

dos valores no início e no final do ano

rCVPRE,tCR Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Compra e Venda de

Energia Elétrica da Produção em Regime Especial, resultante da metodologia

definida para o período de regulação, em percentagem

∆CFCVPRE,t-2CR Ajustamento no ano t, dos custos de funcionamento afetos à função de Compra

e Venda de Energia Elétrica da Produção em Regime Especial, com base nos

valores ocorridos em t-2.

CfCVPRE,tPRE1

Custos de funcionamento afetos à aquisição de energia elétrica a produtores

em regime especial, enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de

24 de maio, previstos para o ano t

CfCVPRE,tPRE2

Custos de funcionamento afetos à aquisição de energia elétrica a produtores


não enquadrados nos termos do Decreto-Lei n.º 90/2006, de 24 de maio,


A repartição dos custos de funcionamento entre PRE1 e PRE2 é efetuada tendo em conta a

proporção da energia adquirida a cada uma das produções.

Artigo 97.º

Proveitos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica para Fornecimento dos

Clientes

1 - Os proveitos permitidos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes, no ano t, são dados pela expressão:

RE,tCR

=CEECVEE,tCR +CfCVEE,t

CR ∆RE,t-1CR

-∆RE,t-2CR ∆TVCFE,t

CR ( 55 )

RTE,tCR

=RE,tCR

+EnergiaPol,tEst +CCVEE,t

Sust ( 56 )


110

em que:

RE,tCR

Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para Fornecimento

dos Clientes do comercializador de último recurso, previstos para o ano t

CEECVEE,tCR Custos permitidos com aquisição de energia elétrica, para fornecimento dos

clientes, previstos para o ano t

CfCVEE,tCR Custos de funcionamento afetos à função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para Fornecimento dos Clientes do comercializador de último recurso,


∆RE,t-1CR

Valor previsto para o ajustamento dos custos com a função de Compra e Venda

de Energia Elétrica para Fornecimento dos Clientes, no ano t-1 a incorporar no

ano t

∆RE,t-2CR Ajustamento no ano t dos custos com a função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para Fornecimento dos Clientes, relativo ao ano t-2

∆TVCFE,tCR Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas a incorporar nos

proveitos do ano t

RTE,tCR

Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para Fornecimento

dos Clientes, previstos para o ano t, a recuperar por aplicação da tarifa de

energia

EnergiaPol,tEst Ajustamentos positivos ou negativos referentes a custos decorrentes da função

de Compra e Venda de Energia Elétrica para Fornecimento dos Clientes

previstos para o ano t, a repercutir nas tarifas elétricas nos anos subsequentes,

respeitantes à alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21

de agosto

CCVEE,tSust Ajustamentos positivos ou negativos da função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para Fornecimento dos Clientes do comercializador de último recurso

referentes a anos anteriores, definidos para efeitos da sustentabilidade dos

mercados a repercutir nos proveitos do ano t, recuperados pela tarifa de Uso

Global do Sistema do operador da rede de Distribuição, sem prejuízo do disposto

na alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de agosto.


2 - Os custos CEECVEE,tCR previstos na expressão ( 55 ) são dados por:


111

CEECVEE,tCR =prCUR,t×WCVEEt+ OCCVEE,t

CR ( 57 )

em que:

prCUR,t Preço previsto para o ano t

WCVEEt Quantidade de energia adquirida para fornecimento aos clientes dos CUR,

prevista para o ano t

OCCVEE,tCR Outros custos, nomeadamente custos com interligações imputáveis aos

clientes do CUR, custos de regulação imputados pelo acerto de contas, custos

com comissões e garantias decorrentes da participação em mercados

organizados e custos ou proveitos de vendas no mercado diário, da energia

excedentária, previstos para o ano t.

3 - O preço prCUR,t previsto na expressão ( 57 ) é dado por aplicação do mecanismo de

aprovisionamento do CUR do seguinte modo:

prCUR=prCURRef ×(1+γ) ( 58 )

em que:

prCURRef Preço médio de energia do CUR tendo em conta os contratos de futuros

γ Parâmetro que reflete o prémio de risco associado à contratação nos mercados

de futuros

4 - Os custos CfCVEE,tCR previstos na expressão ( 56 ) são dados por:

CfCVEE,tCR =CfCVEE,t+AmfCVEE,t+ActfCVEE,t×

rCVEE,tCR

100

( 59 )

em que:

CfCVEE,t Custos de exploração afetos à função de Compra e Venda de Energia Elétrica

para Fornecimento dos Clientes do comercializador de último recurso, previstos

para o ano t

AmfCVEE,t Amortizações do ativo fixo, líquidas das amortizações do imobilizado

comparticipado, afeto à função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes, previstas para o ano t


112

ActfCVEE,t Valor médio do ativo fixo, líquido de amortizações e comparticipações, afeto à

função de Compra e Venda de Energia Elétrica para Fornecimento dos

Clientes, previsto para o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores

no início e no final do ano

rCVEE,tCR Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à função de Compra e Venda de

Energia Elétrica para Fornecimento dos Clientes, resultante da metodologia

definida para o período de regulação, em percentagem.

5 - O ajustamento ∆RE,t-1CR

é determinado pela seguinte expressão:

∆RE,t-1CR

= RrE,t-1CR EnergiaPol,t-1

Est CCVEE,t-1Sust RE,t-1

CR× 1+

it-1E +δt-1

100

( 60 )

em que:

RrE,t-1CR Proveitos a recuperar da função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes, por aplicação da tarifa de Energia, no ano t-1

EnergiaPol,t-1Est Ajustamentos positivos ou negativos referentes a custos decorrentes da função


estimados para o ano t-1, a repercutir nas tarifas elétricas nos anos

subsequentes, respeitantes à alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do Decreto-Lei

n.º 165/2008, de 21 de agosto

CCVEE,t-1Sust Ajustamentos positivos ou negativos da função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para Fornecimento dos Clientes referentes a anos anteriores, definidos

para efeitos da sustentabilidade dos mercados, a repercutir nos proveitos do

ano t-1, recuperados pela tarifa de Uso Global do Sistema do operador da rede

de Distribuição, sem prejuízo do disposto na alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do


RE,t-1CR

Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes, previstos no ano t-1, determinados com base nos

valores previstos para o ano em curso, calculados pela expressão ( 54 )




6 - O ajustamento ∆RE,t-2CR previsto na expressão ( 54 ) é dado por:


113

∆RE,t-2CR = RfE,t-2

CR EnergiaPol,t-2Est CCVEE,t-2

Sust ‐RE,t-2CR × 1+

it-2E +δt-2

100∆RE,prov

CR × 1+it-1E +δt-1

100

( 61 )

em que:

RfE,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso por aplicação da tarifa

de Energia, no ano t-2

EnergiaPol,t-2Est Ajustamentos positivos ou negativos referentes a custos decorrentes da função


previstos para o ano t-2, a repercutir nas tarifas elétricas nos anos

subsequentes, respeitantes à alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do Decreto-Lei

n.º 165/2008, de 21 de agosto

CCVEE,t-2Sust Ajustamentos positivos ou negativos da função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para Fornecimento dos Clientes referentes a anos anteriores, definidos

para efeitos da sustentabilidade dos mercados, a repercutir nos proveitos do

ano t-2, recuperados pela tarifa de Uso Global do Sistema do operador da rede

de Distribuição, sem prejuízo do disposto na alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do


RE,t-2CR Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes, determinados com base nos valores ocorridos em

t-2, calculados pela expressão ( 54 )


diários do ano t-2


∆RE,provCR Valor do ajustamento provisório calculado no ano t-2 de acordo com o n.º 5 -,

incluído nos proveitos regulados do ano em curso como sendo o valor ∆RE,t-1CR




7 - O desvio ∆TVCFE,tCR é dado pela expressão:


114

∆TVCFE,tCR=∆t-1

TVCF+∆t-2

TVCF ( 62 )

em que:

∆t-1TVCF

Valor previsto para o ajustamento resultante da convergência para tarifas

aditivas no ano t-1 a incorporar nos proveitos do ano t, calculado de acordo

com o Artigo 148.º

∆t-2TVCF Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas no ano t-2 a

incorporar nos proveitos do ano t, calculado de acordo com o Artigo 148.º.

Artigo 98.º

Proveitos da atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e

Distribuição

Os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e

Distribuição, no ano t, são dados pela expressão:

RCVATD,tCR

=RUGS,tCR

+RURT,tCR

+RURD,tCR

( 63 )

em que:

RCVATD,tCR

Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de

Transporte e Distribuição, previstos para o ano t

RUGS,tCR

Proveitos a recuperar por aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema do

operador da rede de distribuição aos fornecimentos a clientes do

comercializador de último recurso, no ano t

RURT,tCR

Proveitos a recuperar por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte

do operador da rede de distribuição aos fornecimentos a clientes do

comercializador de último recurso, no ano t

RURD,tCR

Proveitos a recuperar por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição

aos fornecimentos a clientes do comercializador de último recurso, no ano t.



115

Artigo 99.º

Custos de referência da atividade de comercialização

Anualmente são definidos os custos de referência da atividade de comercialização, no âmbito de

uma gestão criteriosa e eficiente, nos termos do artigo 50.º do Decreto-Lei 215-B/2012, de 8 de

outubro.

Artigo 100.º

Proveitos da atividade de Comercialização

1 - Os proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso, por nível de tensão ou

fornecimento j, por aplicação da tarifa de Comercialização, no ano t, são dados pela seguinte

expressão:

RC,tCR

= RC,NT,tCR

+RC,BTE,tCR

+RC,BTn,tCR

( 64 )

em que:

RC,tCR

Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso, por aplicação da

tarifa de Comercialização no nível de tensão ou fornecimento j, no ano t

j Nível de tensão ou fornecimento AT, MT, BTE e BTN

RC,NT,tCR


tarifa de Comercialização em AT e MT, calculados com base no nível tarifário

do ano anterior acrescido de um fator de atualização, no ano t

RC,BTE,tCR


tarifa de Comercialização em BTE calculados com base no nível tarifário do ano

anterior acrescido de um fator de atualização, no ano t

RC,BTn,tCR


tarifa de Comercialização em BTN, calculados de acordo com a formula ( 65 )

no ano t


2 - Os proveitos permitidos da atividade de Comercialização, no ano t, são dados pela

expressão:

RrC,tCR

= RrC,j,tCR

j

= CC,j,t+PEFC,j,t+ZC,j,t-1× 1+it-1E +δt-1

100∆RrC,j,t-2

CR

j

( 65 )


116

em que:

RrC,tCR Proveitos permitidos da atividade de Comercialização, previstos para o ano t

j Níveis de tensão ou tipo de fornecimento AT, MT, BTE e BTN

RrC,j,tCR

Proveitos permitidos, por nível de tensão ou tipo de fornecimento j, previstos para

o ano t

CC,j,t Custos de exploração aceites pela ERSE, por nível de tensão ou tipo de

fornecimento j, afetos à atividade de Comercialização de Energia Elétrica,

líquidos de outros proveitos decorrentes da atividade, previstos para o ano t

PEFC,j,t Custos com os planos de reestruturação de efetivos afetos à atividade de

Comercialização, aceites pela ERSE, no nível de tensão ou tipo de fornecimento

j, previstos para o ano t

ZC,j,t-1 Custos previstos para o ano t-1, imputados ao nível de tensão j, não

contemplados no âmbito da aplicação de metas de eficiência




∆RrC,j,t-2CR Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Comercialização, por nível

de tensão ou tipo de fornecimento j, relativa ao ano t-2.

3 - Os custos de exploração (CC,j,t) aceites pela ERSE têm por base os custos de referência

para a atividade de comercialização definidos no Artigo 99.º, no ano t, e são calculados de acordo

com a seguinte expressão:

CC,j,t=

FC,j,t+ VC,i,j,t

i

×DCi,j,t OC,j,t

FC,j,t-1× 1+IPIBt-1 XC,F,j,t

100

+ VC,i, j,t-1× 1+IPIBt-1 XC,V,j,t

100i

×DCi,j,t OC,j,t

t = 1 ( 66 )

t= 2, 3

em que:



117

j Níveis de tensão

i Indutor de custo

FCt,j Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, no ano t, por nível de tensão j

VC,i,j,t Componente variável unitária i dos custos de exploração da atividade de

Comercialização de Energia Elétrica, no ano t, por nível de tensão j

DCi,j,t Valor previsto para o indutor i dos custos de exploração da atividade de

Comercialização de Energia Elétrica, do ano t, por nível de tensão j

IPIB -1


anual terminada no 2º trimestre do ano t-1), publicada pelo INE

XC,F,j,t Parâmetro associado à componente fixa dos custos de exploração da atividade de

Comercialização de Energia Elétrica, em percentagem, no ano t, por nível de

tensão j

XC,V,j,t Parâmetro associado à componente variável i dos custos de exploração da

atividade de Comercialização de Energia Elétrica, em percentagem, no ano t, por

nível de tensão j

OC,j,t Componente de custos não controláveis da atividade de Comercialização de


4 - Os custos previstos com planos de reestruturação de efetivos PEFC,j,t são aceites pela

ERSE, no início de cada período de regulação, sendo ajustados ao fim de dois anos com base

nos relatórios de execução a enviar pelo comercializador de último recurso de acordo com o

Artigo 162.º.

5 - O ajustamento ∆RrC,j,t-2CR é dado pela seguinte expressão:

∆RrC,j,t-2CR = RfC,j,t-2

CR RC,j,t-2CR CQSC, j,t-2

CR × 1+it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100

( 67 )

em que:

RfC,j,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso, por nível de tensão ou

fornecimento j, por aplicação da tarifa de Comercialização, no ano t-2


118

RC,j,t-2CR Proveitos permitidos ao comercializador de último recurso no âmbito da atividade

de Comercialização, por nível de tensão ou tipo de fornecimento j, calculados

com base nos valores verificados em t-2

CQSC, j,t-2CR Compensação devida por incumprimento dos padrões de continuidade de



diários do ano t-2





6 - O diferencial positivo ou negativo na atividade de Comercialização devido à extinção das

tarifas reguladas de venda a clientes finais com consumos ou fornecimentos em AT, MT e BTE,

no ano t é calculado de acordo com a seguinte expressão:

ExtCUR,j', tTVCF

= RrC,j',tCR

RC,j',tCR

∆ExtCUR,j', t-2TVCF

j'

( 68 )

em que:

ExtCUR,j', tTVCF



fornecimentos em NT (AT, MT), BTE e BTN, no nível de tensão ou fornecimento

j’, previsto para o ano t,

j’ NT (AT, MT), BTE e BTN

RrC,j',tCR

Proveitos permitidos, por nível de tensão ou tipo de fornecimento j’, previstos

para o ano t, calculados de acordo com a expressão ( 65 )

RC,j',tCR


tarifa de Comercialização no nível de tensão ou fornecimento j’, no ano t


119

∆ExtCUR,j', t-2TVCF Diferencial positivo ou negativo na atividade de Comercialização devido à


fornecimentos em NT ( AT, MT), BTE e BTN, no nível de tensão ou fornecimento

j’, do ano t-2.

7 - O diferencial positivo ou negativo na atividade de Comercialização devido à extinção das

tarifas reguladas de venda a clientes finais com consumos ou fornecimentos em NT (AT, MT),

BTE e BTN, do ano t-2 ∆ExtCUR,j', t-2TVCF é dado pela seguinte expressão:

∆ExtCUR,j', t-2TVCF = RfC,j',t-2

CR +ExtCUR,j', t-2TVCF

RrC,j',t-2CR × 1+

it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100

( 69 )

em que:

RfC,j',t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso, por nível de tensão ou

fornecimento j’, por aplicação da tarifa de Comercialização, no ano t-2,

j’ NT (AT, MT), BTE e BTN

ExtCUR,j', t-2TVCF



fornecimentos em NT (AT, MT), BTE e BTN, no nível de tensão ou fornecimento

j’, previsto para o ano t-2

RrC,j',t-2CR Proveitos permitidos ao comercializador de último recurso no âmbito da atividade

de Comercialização, por nível de tensão ou tipo de fornecimento j’, calculados

com base nos valores verificados em t-2


diários do ano t-2






120

Artigo 101.º

Sobreproveito por aplicação da tarifa transitória

1 - A tarifa transitória aplica-se aos clientes finais com consumos em AT, MT, BTE e BTN nos

termos da legislação em vigor.

2 - O montante de sobreproveito estimado para o ano t devido à aplicação da tarifa transitória é

transferido pelo comercializador de último recurso para o operador da rede de distribuição em

prestações iguais e com periodicidade mensal.

3 - O montante previsional é ajustado dois anos depois com juros à taxa prevista neste

Regulamento para os restantes ajustamentos do comercializador de último recurso.

Secção V

Proveitos da concessionária do transporte e distribuição da RAA

Artigo 102.º

Proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da RAA

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema,

no ano t, são dados pela expressão:

RtAAGS

=CSPA,tAAGS

+CSIA,tAAGS

+AmtAAGS

+ActtAAGS

×rtAAGS

100+Ct

AAGS

+CmnttAAGS

+CombtAAGS

+LubrtAAGS

+

Zt-1AAGS

× 1+it-1E +δt-1

100+Ambt

AAGS

+SNA0607,tAGS ∆Rt-2

AAGS

( 70 )

RrtAAGS

=RtAAGS

Rt.social,tRAA

( 71 )

em que:

RtAAGS

Proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do


CSPA,tAAGS

Custos com a aquisição de energia elétrica aos produtores do sistema público

da RAA, previstos para o ano t

CSIA,tAAGS

Custos permitidos com a aquisição de energia elétrica aos produtores não

vinculados da RAA, previstos para o ano t


121

AmtAAGS

Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema, líquidas das amortizações dos ativos comparticipados,

previstas para o ano t

ActtAAGS

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema, líquido de amortizações e comparticipações, previsto para o

ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início e no fim do ano

rtAAGS

Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema, resultante da metodologia definida para o período

de regulação, no ano t, em percentagem

CtAAGS

Custos de exploração afetos à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema aceites pela ERSE líquidos de outros proveitos decorrentes

da atividade, previstos para o ano t

CmnttAAGS

Custos com operação e manutenção de equipamentos produtivos afetos à

atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema aceites pela

ERSE, previsto para o ano t

CombtAAGS

Custos com os combustíveis, previstos consumir na produção de energia

elétrica, aceites pela ERSE, no ano t

LubrtAAGS

Custos com lubrificantes e outros fluídos, previstos consumir na produção de

energia elétrica, aceites pela ERSE, no ano t

Zt-1AAGS

Custos estimados para o ano t-1, não contemplados no âmbito da aplicação de

metas de eficiência, afetos à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão

do Sistema




AmbtAAGS

Custos com a promoção do desempenho ambiental previstos para o ano t,

aceites pela ERSE, de acordo com o “Plano de Promoção do Desempenho

Ambiental”, conforme estabelecido na Secção VII do presente capítulo

SNA0607,tAGS Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar

no ano t, calculado de acordo com o Artigo 108.º


122

∆Rt-2AAGS

Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica

e Gestão do Sistema, relativos ao ano t-2

RrtAAGS

Proveitos a recuperar da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do


Rt.social,tRAA

Montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores do continente

decorrente da aplicação da tarifa social, previsto para o ano t, calculado de

acordo com o Artigo 104.º.


2 - Os custos associados à introdução de novas tecnologias ou nova capacidade de produção

poderão não ser aceites sempre que o nível de custos daí resultante seja superior ao nível de

custos anterior à introdução dessa tecnologia.

3 - O ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

corresponde aos valores aceites para efeitos de regulação, sob proposta da concessionária do


4 - Os custos de exploração CtAAGS

aceites pela ERSE são calculados de acordo com a


CtAAGS

=

FCtAAGS

+ VCitAAGS

i

×DCit

AAGS

FCt-1AAGS

× 1+IPIBt-1 XFC

AAGS

100

+ VCit-1AAGS

× 1+IPIBt-1 XVCi

AAGS

100i

×DCitAAGS

t = 1

( 72 ) t= 2, 3

em que:


i Indutor de custo

FCtAAGS

Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema, no ano t

VCitAAGS

Componente variável unitária i dos custos de exploração da atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, no ano t


123

DCitAAGS

Valor previsto para o indutor i dos custos de exploração da atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, do ano t

IPIB -1



XFCAAGS

Parâmetro associado à componente fixa dos custos de exploração da atividade de

Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, em percentagem

XVCi

AAGS

Parâmetro associado à componente variável i dos custos de exploração da

atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, em percentagem.

5 - Os custos dos combustíveis consumidos na produção de energia elétrica CombtAAGS

são

determinados separadamente dos restantes custos de exploração, sendo aceites de acordo com

o estabelecido no Artigo 103.º.

6 - O ajustamento ∆Rt-2AAGS

previsto na expressão ( 70 ) é dado por:

∆Rt-2AAGS

= Rrt-2AAGS

+SAt-2AGS+SRAAt-2

AGS Rt-2AAGS

+CO2t-2AAGS

∆t-2TVCFA × 1+

it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100 ( 73 )

em que:

Rrt-2AAGS

Valor dos proveitos recuperados por aplicação das tarifas Uso Global do Sistema

e Uso da Rede de Transporte às entregas da entidade concessionária do

transporte e distribuição da RAA e da tarifa de Energia aos fornecimentos a

clientes finais da concessionária do transporte e distribuição da RAA, no ano

t-2

SAt-2AGS Compensação paga pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

em t-2, relativa ao sobrecusto estimado da atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema da RAA, no anot-2, calculado de acordo com o

Artigo 107.º

SRAAt-2AGS Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso

Global do Sistema e a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA

no ano t-2, imputáveis à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do

Sistema da RAA, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade


124

Rt-2AAGS

Proveitos permitidos no âmbito da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema no ano t-2, calculados em t-1 através da expressão ( 70 ),

com base em valores verificados em t-2

CO2t-2AAGS

Proveitos ou custos da gestão das licenças de emissão de CO2 e da partilha de

benefícios obtidos com a sua otimização, nos termos definidos na

Secção XIII do presente capítulo, no ano t-2

∆t-2TVCFA Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas na RAA, no ano

t-2, a incorporar nos proveitos do ano t, calculado de acordo com o

Artigo 154.º


diários do ano t-2





Artigo 103.º

Custos aceites com a aquisição dos de combustíveis para a produção de energia

elétrica

1 - No âmbito da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, os custos

com os combustíveis decorrentes da produção de energia elétrica, no ano t, são determinados

do seguinte modo:

CombtAAGS

=c

Combuc, tref

×QCombc,k,tA + Cc, k, t

A

ck

( 74 )

em que:

CombtAAGS

Custo com combustíveis a consumir na produção de energia elétrica, aceite pela


c Tipo de combustível c da RAA

k Ilha k da RAA


125

Combuc, tref

Custo unitário do combustível c para produção de energia elétrica praticado no

mercado primário de referência, acrescido de margem de comercialização,

previsto para o ano t

QCombc,k,tA Quantidade de combustível c a consumir na produção de energia elétrica, no

âmbito da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema,

prevista para o ano t, na ilha k, em unidades físicas

Cc,k,tA

Custos eficientes com a descarga, armazenamento, transporte e comercialização

do combustível c previsto consumir no âmbito da atividade de Aquisição de

Energia Elétrica e Gestão do Sistema, até às centrais da ilha k, previsto para o

ano t.

2 - Os custos eficientes com a descarga, armazenamento, transporte e comercialização do

combustível c são fixados para o primeiro ano do período de regulação Cc,k,1A

e evoluem para

os restantes anos do período, de acordo com a seguinte expressão:

Cc, k,t A

=

Cc, k,1 A

Cc,k,t-1 A

× 1-τc, tA para t>1

( 75 )

em que:

τc, tA Fator de eficiência associado aos custos com a descarga, armazenamento,

transporte e comercialização do combustível c na Região Autónoma dos Açores,

no ano t.

Artigo 104.º

Custos com a aplicação da tarifa social na RAA

1 - O financiamento dos custos com a aplicação da tarifa social na RAA processa-se nos termos

do disposto na legislação aplicável.



Comerciais.

3 - O operador da rede de transporte do continente transfere em prestações iguais e com

periodicidade mensal para a concessionária do transporte e distribuição da RAA o montante total

recebido dos centros electroprodutores do continente.


126

4 - O montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores do continente

decorrente da aplicação da tarifa social previsto para o ano t, é dado pela expressão:

Rt.social,tRAA

=SsocPol,tRAA ∆t.social,t-1

RAA ∆t.social,t-2RAA ( 76 )

em que:

Rt.social,tRAA

Montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores do

continente decorrente da aplicação da tarifa social, previsto para o ano t

SsocPol,tRAA Desconto decorrente da aplicação da tarifa social, previstos para o ano t

∆t.social, t-1RAA Ajustamento aos proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAA no ano t-1, por aplicação da tarifa social

∆t.social,t-2RAA Ajustamento aos proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAA no ano t-2, por aplicação da tarifa social.

5 - o ajustamento (∆t.social,t-1RAA ) é dado pela expressão:

∆t.social,t-1RAA = Rtt.social,t-1

RAA Rt.social,t-1RAA × 1+

it-1E +δt-1

100

( 77 )

em que:

Rtt.social,t-1RAA Montantes transferidos pelo operador da rede de transporte do continente do

valor previsto da tarifa social em t-1

Rt.social,t-1RAA Desconto relativo à tarifa social efetivamente concedido pela concessionária do

transporte e distribuição da RAA no ano t-1




6 - O ajustamento (∆t.social,t-2RAA ) é dado pela expressão:

∆t.social,t-2RAA = Rtt.social,t-2

RAA Rt.social,t-2RAA × 1+

it-2E +δt-2

100∆t.social,t-1

RAA × 1+it-1E +δt-1

100

( 78 )


127

em que:

Rtt.social,t-2RAA Montantes transferidos pelo operador da rede de transporte do continente do


Rt.social,t-2RAA Desconto relativo à tarifa social efetivamente concedido pela concessionária

do transporte e distribuição da RAA no ano t-2


diários do ano t-2


∆t.social,t-1RAA Valor estimado para o ajustamento aos proveitos da atividade de Aquisição de

Energia Elétrica e Gestão do Sistema da RAA no ano t-1, por aplicação da tarifa

social




Artigo 105.º

Proveitos da atividade de Distribuição de Energia elétrica da RAA


pela expressão:

RtAD

= Amj,tAD

+Actj,tAD

×rtAD

100+Cj,t

AD

+SNA06 07,j,tD +Ambj,t

AD

+Zj,t-1AD

× 1+it-1E +δt-1

100∆Rj,t-2

AD

j

( 79 )

em que:

j Níveis de tensão AT/MT e BT

Amj,tAD

Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia Elétrica,

líquidas das amortizações dos ativos comparticipados, por nível de tensão j,


Actj,tAD

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia Elétrica,

por nível de tensão j, líquido de amortizações e comparticipações, previsto para

o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início e no fim do ano


128

rtAD

Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, resultante da metodologia definida para o período de regulação, no ano

t, em percentagem

Cj,tAD

Custos de exploração aceites pela ERSE, por nível de tensão j, afetos à atividade

de Distribuição de Energia Elétrica, líquidos de outros proveitos decorrentes da

atividade, previstos para o ano t

SNA06 07,j,tD Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, no nível de tensão j, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar no

ano t, calculado de acordo com o Artigo 108.º

Ambj,tAD

Custos por nível de tensão relacionados com a promoção do desempenho

ambiental previstos para o ano t, aceites pela ERSE, de acordo com o “Plano de

Promoção do Desempenho Ambiental”, conforme estabelecido na

Secção VII do presente capítulo

Zj,t-1AD

Custos estimados para o ano t-1, imputados ao nível de tensão j, não

contemplados no âmbito da aplicação de metas de eficiência, afetos à atividade

de Distribuição de Energia Elétrica




∆Rj,t-2AD

Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, por nível de tensão j, relativos ao ano t-2.


2 - O ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia Elétrica corresponde aos valores

aceites para efeitos de regulação, sob proposta da concessionária do transporte e distribuição

da RAA.

3 - Os custos de exploração (Cj,tAD

) aceites pela ERSE são calculados de acordo com a seguinte

expressão:


129

Cj,tAD

=

FCj,tAD

+ VCij,tAD

i

×DCij,t

AD

FCj,t-1AD

× 1+IPIBt-1 XFC,j

AD

100

+ VCij,t-1AD

× 1+IPIBt-1 XVCi,j

AD

100i

×DCij,tAD

t = 1

( 80 ) t= 2, 3

em que:


i Indutor de custo


FCj,tAD

Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, por nível de tensão j, no ano t

VCij,tAD

Componente variável unitária i dos custos de exploração da atividade de


DCij,tAD

Valor previsto para o indutor i de custos de exploração da atividade de Distribuição

de Energia Elétrica, por nível de tensão j, no ano t

IPIB -1



XFC,j Parâmetro associado à componente fixa dos custos de exploração da atividade de

Distribuição de Energia Elétrica, por nível de tensão j, em percentagem

XVCi,j

AD


atividade de Distribuição de Energia Elétrica, por nível de tensão j, em

percentagem.

4 - O ajustamento ∆Rj,t-2AD


∆Rj,t-2AD

= Rrj,t-2AD

+SAj,t-2D +SRAAj,t-2

D Rj,t-2AD

+CQS j,t-2AD

× 1+it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100 ( 81 )


130

em que:

Rrj,t-2AD

Proveitos recuperados por aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição

às entregas a clientes da concessionária do transporte e distribuição da RAA,

por nível de tensão j, no ano t-2

SAj,t-2D Compensação paga pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

em t-2, por nível de tensão j, relativa ao sobrecusto estimado da atividade de

Distribuição de Energia Elétrica da RAA, no ano t-2, calculado de acordo com o

Artigo 107.º

SRAAj,t-2D Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso

Global do Sistema e a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA,

no ano t-2, imputáveis à atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA,

por nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade

Rj,t-2AD

Proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica, por nível

de tensão j, no ano t-2, calculados em t-1 através da expressão

( 79 ), com base em valores verificados em t-2

CQS j,t-2AD

Compensação devida por incumprimento dos padrões de continuidade de



diários do ano t-2





Artigo 106.º

Proveitos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica, no ano t, são


RtAC

= Amj,tAC

+Actj,tAC

×rtAC

100+Cj,t

AC

+SNA06 07,j,tC +Zj,t-1

AC

× 1+it-1E +δt-1

100∆Rj,t-2

AC

j

( 82 )


131

em que:

j Níveis de tensão MT e BT

Amj,tAC

Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de Energia

Elétrica, líquidas das amortizações dos ativos comparticipados, por nível de

tensão j, previstas para o ano t

Actj,tAC

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de Energia

Elétrica, por nível de tensão j, líquido de amortizações e comparticipações,

previsto para o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início e

no fim do ano

rtAC

Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, resultante da metodologia definida para o período de regulação,

no ano t, em percentagem

Cj,tAC


de Comercialização de Energia Elétrica, líquidos de outros proveitos decorrentes


SNA06 07,j,tC Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, no nível de tensão j, referente aos anos de 2006 e 2007, a

recuperar no ano t, calculado de acordo com o Artigo 108.º

Zj,t-1AC

Custos previstos para o ano t-1,imputados ao nível de tensão j, não


de Comercialização de Energia Elétrica




∆Rj,t-2AC

Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Comercialização de Energia



2 - O ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de Energia Elétrica corresponde aos

valores aceites para efeitos de regulação, sob proposta da concessionária do transporte e

distribuição da RAA.


132

3 - Os custos de exploração (Cj,tAC

) aceites pela ERSE são calculados tendo por base os custos

de referência para a atividade de comercialização definidos no Artigo 99.º, no ano t, e são

calculados de acordo com a seguinte expressão:

Cj,tAC

=

Fj,tAC

+ Vi,j,tAC

×DCi,j,tAC

Oj,tAC

Fj,t‐1AC

× 1+IPIBt-1 XFj,t

AC

100

+ Vi,j,t-1AC

× 1+IPIBt-1 XVi,jt

AC

100×DCi,j,t

AC

Oj,tAC

t = 1 ( 83 )

t= 2, 3

em que:



i Indutor de custo

Fj,tAC

Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Comercialização de


Vi,j,tAC

Componente variável dos custos de exploração da atividade de Comercialização


DCi,j,tAC

Valor previsto para o indutor i dos custos de exploração da atividade de


IPIB -1



XFj,tAC



tensão j

XVi,j,tAC



nível de tensão j

Oj,tAC

Componente de custos não controláveis da atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, no ano t, por nível de tensão j.


133

4 - O ajustamento ∆Rj,t-2AC


∆Rj,t-2AC

= Rrj,t-2AC

+SAj,t-2C +SRAAj,t-2

C Rj,t-2AC

CQS j,t-2AC

× 1+it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100 ( 84 )

em que:

Rrj,t-2AC

Proveitos recuperados por aplicação da tarifa de Comercialização aos

fornecimentos a clientes finais da concessionária do transporte e distribuição da

RAA, por nível de tensão j, no ano t-2

SAj,t-2C Compensação paga pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

em t-2, por nível de tensão j, relativa ao sobrecusto estimado da atividade de

Comercialização de Energia Elétrica, no ano t-2, calculado de acordo com o

Artigo 107.º

SRAAj,t-2C Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso

Global do Sistema e a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA

no ano t-2, imputáveis à atividade de Comercialização de Energia Elétrica, por

nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade

Rj,t-2AC

Proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica, por

nível de tensão j, no ano t-2, calculados em t-1 através da expressão ( 82 ), com

base em valores verificados em t-2

CQS j,t-2AC




diários do ano t-2






134

Artigo 107.º

Custo com a convergência tarifária na RAA

1 - O custo com a convergência tarifária na RAA a recuperar através da tarifa de Uso Global do

Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental, no ano t, é dado pela


RAAPol,t=SAtAGS+SAt

D+SAtC+RAA0607,t ( 85 )

em que:

RAAPol,t Custo com a convergência tarifária na RAA a recuperar através da tarifa de Uso

Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental,


SAtAGS Sobrecusto da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAA, previsto para o ano t

SAtD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA, previsto

para o ano t

SAtC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA,


RAA0607,t Custos com a convergência tarifária da RAA referentes aos anos de 2006 e 2007

ao abrigo do Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de dezembro, a recuperar no

ano t, calculados de acordo com o Artigo 108.º.


2 - O sobrecusto SAtAGS , no ano t, é dado pela seguinte expressão:

SAtAGS=Rrt

AAGS

SNA0607,tAGS RAGS,t

ASRAAt

AGS ( 86 )

em que:

RrtAAGS


Sistema, previstos para o ano t, calculado de acordo com a expressão ( 70 ) do

Artigo 102.º


135

SNA0607,tAGS Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Aquisição de Energia



RAGS,tA

Proveitos previstos obter por aplicação das tarifas Uso Global do Sistema e Uso

da Rede de Transporte às entregas da concessionária do transporte e

distribuição da RAA e da tarifa de Energia aos fornecimentos a clientes finais da

concessionária do transporte e distribuição da RAA, no ano t

SRAAtAGS Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso


no ano t, imputáveis à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do

Sistema da RAA, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade.

3 - O sobrecusto SAtD , no ano t, é dado pela seguinte expressão:

SAtD= SAj,t

D

j

= Rj,tAD

SNA0607,j,tD RD,j,t

ASRAAj,t

D

j

( 87 )

em que:

SAj,tD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA, no nível de

tensão j, previsto para o ano t


Rj,tAD


de tensão j, previstos para o ano t, calculado de acordo com a expressão ( 79 )

do Artigo 105.º

SNA0607,j,tD Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Distribuição de Energia



RD,j,tA

Proveitos previstos obter por aplicação das tarifas de Uso da Rede de

Distribuição às entregas a clientes da concessionária do transporte e distribuição

da RAA, por nível de tensão j, no ano t


136

SRAAj,tD Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso


no ano t, imputáveis à atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA, por

nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade.

4 - O sobrecusto SAtC , no ano t, é dado pela seguinte expressão:

SAtC= SAj,t

C

j

= Rj,tAC

SNA0607,j,tC RC,j,t

ASRAAj,t

C

j

( 88 )

em que:

SAj,tC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA, no

nível de tensão j, previsto para o ano t


Rj,tAC


nível de tensão j, previstos para o ano t, calculados de acordo com a expressão


SNA0607,j,tC Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de


recuperar no ano t, calculado de acordo o Artigo 108.º

RC,j,tA

Proveitos previstos obter por aplicação da tarifa de Comercialização aos

fornecimentos a clientes finais da concessionária do transporte e distribuição da

RAA, por nível de tensão j, no ano t

SRAAj,tC Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso


no ano t, imputáveis à atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA,

por nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade.

Artigo 108.º

Custo com a convergência tarifária na RAA referente a 2006 e 2007

1 - O custo com a convergência tarifária na RAA referente a 2006 e 2007 corresponde ao

montante não repercutido na tarifa de UGS do operador da rede de transporte em Portugal

continental, nos anos de 2006 e 2007 devido à limitação imposta pelo Artigo 138.º do

Regulamento Tarifário publicado pelo Despacho n.º 18 993-A/2005 (2ª série), de 31 de agosto.


137

2 - O custo com a convergência tarifária na RAA referente a 2006 e 2007 a recuperar através

da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental,

no ano t, é dado pela seguinte expressão:

RAA0607,t=SNA0607,tAGS +SNA0607,t

D +SNA0607,tC ( 89 )

em que:

RAA0607,t Custo com a convergência tarifária na RAA referente a 2006 e 2007 a recuperar

através da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte

em Portugal continental, no ano t

SNA0607,tAGS Custo com a convergência tarifária afetos à atividade de Aquisição de Energia


no ano t

SNA0607,tD Custos com a convergência tarifária afeto à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar no ano t

SNA0607,tC Custos com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar no ano t.

3 - O custo com a convergência tarifária na RAA referente a 2006 e 2007, acrescidos dos

respetivos encargos financeiros calculados à taxa de juro Euribor a 3 meses, em vigor no último

dia útil do mês de junho de cada ano, acrescida de meio ponto percentual, RAA0607,t , será

recuperado através da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em

Portugal continental em 10 anuidades, com início em 2008, conforme estabelecido no

Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de dezembro.



referido período.




ponto percentual.

6 - O custo com a convergência tarifária da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão

do Sistema SNA0607,tAGS , corresponde ao valor da renda referida no ponto anterior afeto a esta

atividade.


138

7 - O custo com a convergência tarifária da atividade de Distribuição de Energia Elétrica

SNA0607,tD , corresponde ao valor da renda referida no n.º 5 - afeto a esta atividade.

8 - O custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de Energia

Elétrica SNA0607,tC , corresponde ao valor da renda referida no n.º 5 - afeto a esta atividade.

Artigo 109.º

Transferência dos custos com a convergência tarifária na RAA para a concessionária

do transporte e distribuição da RAA

O custo com a convergência tarifária na RAA a recuperar através da tarifa de Uso Global do

Sistema RAAPol,t , no ano t, é transferido mensalmente pelo operador da rede de transporte em

Portugal continental para a concessionária do transporte e distribuição da RAA, de acordo com

a seguinte expressão:

RAAm,t=1

12RAAPol,t

( 90 )

em que:

RAAPol,t Custo com a convergência tarifária na RAA a recuperar através da tarifa de Uso

Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental,

no ano t.

Secção VI

Proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM

Artigo 110.º

Proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da RAM

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema,

no ano t, são dados pela expressão:


139

RtMAGS

=CSPM,tMAGS

+CSIM,tMAGS

+AmtMAGS

+ActtMAGS

×rtMAGS

100+Ct

MAGS

+CmnttMAGS

+CombtMAGS

+

LubrtMAGS

+Zt-1MAGS

× 1+it-1E +δt-1

100+Ambt

MAGS

+SNM0607,tAGS ∆Rt-2

MAGS

( 91 )

RrtMAGS

=RtMAGS

Rt.social,tRAM

( 92 )

em que:

RtMAGS



CSPM,tMAGS

Custos com a aquisição de energia elétrica aos produtores do sistema público

da RAM imputados à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do


CSIM,tMAGS

Custos permitidos com a aquisição de energia elétrica aos produtores não

vinculados ao sistema público da RAM imputados à atividade de Aquisição de

Energia Elétrica e Gestão do Sistema, previstos para o ano t

AmtMAGS

Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema, líquidas das amortizações dos ativos comparticipados,


ActtMAGS

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema, líquido de amortizações e comparticipações, previsto para o

ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início e no final do ano

rtMAGS

Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema, resultante da metodologia definida para o período

de regulação, no ano t, em percentagem

CtMAGS

Custos de exploração afetos à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema aceites pela ERSE líquidos de outros proveitos decorrentes


CmnttMAGS

Custos com operação e manutenção de equipamentos produtivos afetos à

atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema aceites pela



140

CombtMAGS

Custos com os combustíveis, previstos consumir na produção de energia

elétrica, aceites pela ERSE, no ano t

LubrtMAGS

Custos com lubrificantes e outros fluídos, previstos consumir na produção de

energia elétrica, aceites pela ERSE, no ano t

Zt-1MAGS

Custos estimados para o ano t-1, não contemplados no âmbito da aplicação de

metas de eficiência, afetos à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão

do Sistema




AmbtMAGS

Custos com a promoção do desempenho ambiental previstos para o ano t,

aceites pela ERSE, de acordo com o “Plano de Promoção do Desempenho

Ambiental”, conforme estabelecido na Secção VII do presente capítulo

SNM0607,tAGS Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Aquisição de Energia



∆Rt-2MAGS

Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica

e Gestão do Sistema, relativo ao ano t-2

RrtMAGS



Rt.social,tRAM

Montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores do continente

decorrente da aplicação da tarifa social, previsto para o ano t, calculado de

acordo com o Artigo 112.º.


2 - O preço limite para efeitos de cálculo do custo da parcela de aquisição de energia elétrica a

centros produtores não vinculados ao sistema público da RAM incluído em CSIM,tMAGS

é fixado

anualmente, correspondendo aos custos considerados eficientes.


141

3 - Os custos associados à introdução de novas tecnologias de produção renovável poderão

não ser aceites em CSIM,tMAGS

sempre que o nível de custos daí resultante seja superior ao nível

de custos anterior à introdução dessa tecnologia.

4 - O ativo fixo afeto à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

corresponde aos valores aceites para efeitos de regulação, sob proposta da concessionária do


5 - Os custos de exploração CtMAGS

aceites pela ERSE são calculados de acordo com a


CtMAGS

=

FCtMAGS

+ VCitMAGS

i

×DCit

MAGS

FCt-1MAGS

× 1+IPIBt-1 XFC

MAGS

100

+ VCit-1MAGS

× 1+IPIBt-1 XVCi

MAGS

100i

×DCitMAGS

t = 1

( 93 )

t= 2, 3

em que:


I Indutor de custo

FCtMAGS

Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema, no ano t

VCitMAGS

Componente variável unitária i dos custos de exploração da atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, no ano t

DCitMAGS

Valor previsto para o indutor de custos i de exploração da atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, do ano t

IPIBt-1



XFCMAGS


Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, em percentagem

XVCi

MAGS


atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, em percentagem.


142

6 - Os custos dos combustíveis consumidos na produção de energia elétrica CombtMAGS

são

determinados separadamente dos restantes custos de exploração, sendo aceites de acordo com

o estabelecido no Artigo 111.º.

7 - O ajustamento ∆Rt-2MAGS


∆Rt-2MAGS

= Rrt-2MAGS

+SMt-2AGS+SRAMt-2

AGS Rt-2MAGS

+CO2t-2MAGS

∆t-2TVCFM × 1+

it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100

( 94 )

em que:

Rrt-2MAGS

Valor dos proveitos recuperados por aplicação das tarifas Uso Global do Sistema

e Uso da Rede de Transporte às entregas da entidade concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM e da tarifa de Energia aos

fornecimentos a clientes finais da concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM, no ano t-2

SMt-2AGS Compensação paga pelo operador da rede de transporte em Portugal continental

em t-2 relativa ao sobrecusto estimado da atividade de Aquisição de Energia

Elétrica e Gestão do Sistema da RAM, no ano t-2, calculado de acordo com o

Artigo 115.º

SRAMt-2AGS Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso

Global do Sistema e a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM

no ano t-2, imputáveis à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do

Sistema da RAM, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade

Rt-2MAGS


Sistema, no ano t-2, calculados em t-1 através da expressão ( 91 ), com base

em valores verificados em t-2

CO2t-2MAGS

Proveitos ou custos da gestão das licenças de emissão de CO2 e da partilha de


do presente capítulo, no ano t-2

∆t-2TVCFM Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas na RAM, no ano

t-2, a incorporar nos proveitos do ano t, calculado de acordo com o Artigo 154.º


diários do ano t-2



143




Artigo 111.º

Custos aceites com a aquisição de combustíveis para a produção de energia elétrica

1 - No âmbito da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, os custos

com os combustíveis decorrentes da produção de energia elétrica, no ano t, são determinados

do seguinte modo:

CombtMAGS

=c

Combuc, tref

×QCombc, k, tM + Cc, k,t

M

ck

( 95 )

em que,

CombtMAGS

Custo com combustíveis a consumir na produção de energia elétrica, aceite pela


c Tipo de combustível c da RAM

k Ilha k da RAM

Combuc, tref

Custo unitário do combustível c para produção de energia elétrica praticado no

mercado primário de referência, acrescido de margem de comercialização,


QCombc, k, tM Quantidade de combustível c a consumir na produção de energia elétrica no

âmbito da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema,

prevista para o ano t, na ilha k, em unidades físicas

Cc,k, tM

Custos eficientes com a descarga, armazenamento, transporte e

comercialização do combustível c previsto consumir no âmbito da atividade de

Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, até às centrais da ilha k,

previstos para o ano t.

2 - Os custos eficientes com a descarga, armazenamento, transporte e comercialização do

combustível c são fixados para o primeiro ano do período de regulação Cc, k,1M

e evoluem para

os restantes anos do período, de acordo com a seguinte expressão:


144

Cc, k,t M

=

Cc, k,1 M

Cc, k,t-1 M

× 1-τc, tM para t>1

( 96 )

em que:

τc, tM Fator de eficiência associado aos custos com a descarga, armazenamento,

transporte e comercialização do combustível c na Região Autónoma da Madeira,

no ano t.

Artigo 112.º

Custos com a aplicação da tarifa social na RAM

1 - O financiamento dos custos com a aplicação da tarifa social na RAM processa-se nos termos

do disposto na legislação aplicável.



Comerciais.

3 - O operador da rede de transporte do continente transfere em prestações iguais e com

periodicidade mensal para a concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM o

montante total recebido dos centros electroprodutores do continente.

4 - O montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores do continente

decorrente da aplicação da tarifa social previsto para o ano t, é dado pela expressão:

Rt.social,tRAM

=SsocPol,tRAM ∆t.social, t-1

RAM ∆t.social,t-2RAM ( 97 )

em que:

Rt.social,tRAM

Montante a transferir pelos titulares dos centros electroprodutores do

continente decorrente da aplicação da tarifa social, previsto para o ano t

SsocPol,tRAM Desconto decorrente da aplicação da tarifa social, previstos para o ano t

∆t.social, t-1RAM Ajustamento aos proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAM no ano t-1, por aplicação da tarifa social

∆t.social,t-2RAM Ajustamento aos proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAM no ano t-2, por aplicação da tarifa social.


145

5 - o ajustamento (∆t.social,t-1RAM ) é dado pela expressão:

∆t.social,t-1RAM = Rtt.social,t-1

RAM Rt.social,t-1RAM × 1+

it-1E +δt-1

100

( 98 )

em que:

Rtt.social,t-1RAM Montantes transferidos pelo operador da rede de transporte do continente do


Rt.social,t-1RAM Desconto relativo à tarifa social efetivamente concedido pela concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM no ano t-1




6 - O ajustamento (∆t.social,t-2RAM ) é dado pela expressão:

∆t.social,t-2RAM = Rtt.social,t-2

RAM Rt.social,t-2RAM × 1+

it-2E +δt-2

100∆t.social,t-1

RAM × 1+it-1E +δt-1

100

( 99 )

em que:

Rtt.social,t-2RAM Montantes transferidos pelo operador da rede de transporte do continente do


Rt.social,t-2RAM Desconto relativo à tarifa social efetivamente concedido pela concessionária

do transporte e distribuidor vinculado da RAM no ano t-2


diários do ano t-2


∆t.social,t-1RAM Valor estimado para o ajustamento aos proveitos da atividade de Aquisição de

Energia Elétrica e Gestão do Sistema da RAM no ano t-1, por aplicação da

tarifa social





146

Artigo 113.º

Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM


pela expressão:

RtMD

= Amj,tMD

+Actj,tMD

×rtMD

100+Cj,t

MD

+SNM06 07,j,tD +Ambj,t

MD

+Zj,t-1MD

× 1+it-1E +δt-1

100∆Rj,t-2

MD

j

( 100

)

em que:

j Níveis de tensão AT/ MT e BT

Amj,tMD

Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia Elétrica,

líquidas das amortizações dos ativos comparticipados, por nível de tensão j,


Actj,tMD

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia Elétrica,

por nível de tensão j, líquido de amortizações e comparticipações, previsto para

o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início e no fim do ano

rtMD

Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, resultante da metodologia definida para o período de regulação, no ano

t, em percentagem

Cj,tMD


de Distribuição de Energia Elétrica, líquidos de outros proveitos decorrentes da

atividade, previstos para o ano t

SNM06 07,j,tD Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Distribuição de Energia



Ambj,tMD

Custos por nível de tensão relacionados com a promoção do desempenho

ambiental previstos para o ano t, aceites pela ERSE, de acordo com o “Plano de

Promoção do Desempenho Ambiental”, conforme estabelecido na

Secção VII do presente capítulo

Zj,t-1MD

Custos previstos para o ano t-1, imputados ao nível de tensão j, não


de Distribuição de Energia Elétrica


147




∆Rj,t-2MD

Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Distribuição de Energia



2 - O ativo fixo afeto à atividade de Distribuição de Energia Elétrica corresponde aos valores

aceites para efeitos de regulação, sob proposta da concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM.

3 - Os custos de exploração (Cj,tMD

) aceites pela ERSE são calculados de acordo com a seguinte

expressão:

Cj,tMD

=

FCj,tMD

+ VCij,tMD

i

×DCij,t

MD

FCj,t-1MD

× 1+IPIBt-1 XFC,j

MD

100

+ VCij,t-1MD

× 1+IPIBt-1 XVCi,j

MD

100i

×DCij,tMD

t = 1

( 101 )

t= 2, 3

em que:


I Indutor de custo


FCj,tMD

Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Distribuição de


VCij,tMD

Componente variável unitária i dos custos de exploração da atividade de


DCij,tMD

Valor previsto para o indutor de custos i de exploração da atividade de



148

IPIB -1



XFC,jMD

Parâmetro associado à componente fixa dos custos de exploração da atividade

de Distribuição de Energia Elétrica, por nível de tensão j, em percentagem

XVCi,j

MD


atividade de Distribuição de Energia Elétrica, por nível de tensão j, em

percentagem.

4 - O ajustamento ∆Rj,t-2MD


∆Rj,t-2MD

= Rrj,t-2MD

+SMj,t-2D +SRAMj,t-2

D Rj,t-2MD

+CQS j,t-2MD

× 1+it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100 ( 102 )

em que:

Rrj,t-2MD

Proveitos recuperados por aplicação das tarifas de Uso da Rede de

Distribuição às entregas a clientes da concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM, por nível de tensão j, no ano t-2

SMj,t-2D Compensação paga pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental em t-2, por nível de tensão j, relativa ao sobrecusto estimado da

atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM, no ano t-2, calculado de

acordo com o Artigo 115.º

SRAMj,t-2D Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso

Global do Sistema e a recuperar pelas tarifas de Venda a Clientes Finais da

RAM, no ano t-2, imputáveis à atividade de Distribuição de Energia Elétrica da

RAM, por nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada

atividade

Rj,t-2MD


de tensão j, no ano t-2, calculados em t-1 através da expressão


CQS j,t-2MD




diários do ano t-2


149





Artigo 114.º

Proveitos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM

1 - Os proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica, no ano t, são


RtMC

= Amj,tMC

+Actj,tMC

×rtMC

100+Cj,t

MC

+SNM06 07,j,tC +Zj,t-1

MC

× 1+it-1E +δt-1

100∆Rj,t-2

MC

j

( 103 )

em que:

RtMC

Proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica,



Amj,tMC

Amortizações do ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de Energia

Elétrica, líquidas das amortizações dos ativos comparticipados, por nível de

tensão j, previstas para o ano t

Actj,tMC

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de Energia

Elétrica, por nível de tensão j, líquido de amortizações e comparticipações,

previsto para o ano t, dado pela média aritmética simples dos valores no início

e no fim do ano

rtMC

Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, resultante da metodologia definida para o período de

regulação, no ano t, em percentagem

Cj,tMC

Custos de exploração aceites pela ERSE, por nível de tensão j, afetos à

atividade de Comercialização de Energia Elétrica, líquidos de outros proveitos

decorrentes da atividade, previstos para o ano t


150

SNM06 07,j,tC Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de



Zj,t-1MC

Custos previstos para o ano t-1, imputados ao nível de tensão j, não


de Comercialização de Energia Elétrica




∆Rj,t-2MC

Ajustamento no ano t dos proveitos da atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, por nível de tensão j, relativo ao ano t-2.


2 - O ativo fixo afeto à atividade de Comercialização de Energia Elétrica corresponde aos

valores aceites para efeitos de regulação, sob proposta da concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM.

3 - Os custos de exploração (Cj,tMC

) aceites pela ERSE são calculados tendo por base os custos

de referência para a atividade de comercialização definidos no Artigo 99.º, no ano t, e são

calculados de acordo com a seguinte expressão:

Cj,tMC

=

Fj,tMC

+ Vi,j,tMC

×DCi,j,tMC

Oj,tMC

Fj,t‐1MC

× 1+IPIBt-1 XFj,t

MC

100

+ Vi,j,t-1MC

× 1+IPIBt-1 XVi,jt

MC

100×DCi,j,t

MC

Oj,tMC

t = 1

( 104 )

t= 2, 3

em que:



i Indutor de custo


151

Fj,tMC

Componente fixa dos custos de exploração da atividade de Comercialização de


Vi,j,tMC

Componente variável dos custos de exploração da atividade de Comercialização


DCi,j,tMC

Valor previsto para o indutor i dos custos de exploração da atividade de


IPIB -1



XFj,tMC



tensão j

XVi,j,tMC



nível de tensão j

Oj,tMC

Componente de custos não controláveis da atividade de Comercialização de


4 - O ajustamento ∆Rj,t-2MC


∆Rj,t-2MC

= Rrj,t-2MC

+SMj,t-2C +SRAMj,t-2

C Rj,t-2MC

+CQS j,t-2MC

× 1+it-2E +δt-2

100× 1+

it-1E +δt-1

100

( 105 )

em que:

Rrj,t-2MC

Proveitos recuperados por aplicação da tarifa de Comercialização aos


vinculado da RAM, por nível de tensão j, no ano t-2

SMj,t-2C Compensação paga pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental em t-2, por nível de tensão j, relativa ao sobrecusto estimado da

atividade de Comercialização de Energia Elétrica, no ano t-2, calculado de

acordo com o Artigo 115.º


152

SRAMj,t-2C Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso


RAM no ano t-2, imputáveis à atividade de Comercialização de Energia Elétrica,

por nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada atividade

Rj,t-2MC


nível de tensão j, no ano t-2, calculados em t-1 através da expressão


CQS j,t-2MC




diários do ano t-2





Artigo 115.º

Custo com a convergência tarifária na RAM

1 - O custo com a convergência tarifária na RAM a recuperar pela tarifa de Uso Global do

Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental, no ano t, é dado pela


RAMPol,t=SMtAGS+SMt

D+SMtC+RAM0607,t (106)

em que:

RAMPol,t Custo com a convergência tarifária na RAM a recuperar pela tarifa de Uso

Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental, no ano t

SMtAGS Sobrecusto da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema

da RAM, previsto para o ano t

SMtD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM, previsto

para o ano t


153

SMtC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM,


RAM0607,t Custos com a convergência tarifária da RAM referentes aos anos de 2006 e

2007 ao abrigo do Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de dezembro, a recuperar

no ano t, calculados de acordo com o Artigo 116.º.

2 - O sobrecusto SMtAGS , no ano t, é dado pela seguinte expressão:

SMtAGS=Rrt

MAGS

SNM0607,tAGS RAGS,t

MSRAMt

AGS (107)

em que:

RrtMAGS

Proveitos a recuperar da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão

do Sistema, previstos para o ano t calculado de acordo com a expressão


SNM0607,tAGS Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Aquisição de Energia



RAGS,tM

Proveitos previstos obter por aplicação das tarifas Uso Global do Sistema e

Uso da Rede de Transporte às entregas da concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM e da tarifa de Energia aos fornecimentos a

clientes da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, no

ano t

SRAMtAGS Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso


RAM, no ano t, imputáveis à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAM, proporcionalmente ao sobrecusto em cada

atividade.

3 - O sobrecusto SMtD , no ano t, é dado pela seguinte expressão:

SMtD= SMj,t

D

j

= Rj,tMD

SNM0607,j,tD RD,j,t

MSRAMj,t

D

j

(108)


154

em que:

SMj,tD Sobrecusto da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM, no nível

de tensão j, previsto para o ano t

j Níveis de tensão AT, MT e BT

Rj,tMD


de tensão j, previstos para o ano t calculados de acordo com a expressão ( 100

) do Artigo 113.º

SNM0607,j,tD Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, no nível de tensão j, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar


RD,j,tM

Proveitos previstos obter por aplicação das tarifas de Uso de Rede de

Distribuição às entregas a clientes da concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM, por nível de tensão j, no ano t

SRAMj,tD Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso


RAM, no ano t, imputáveis à atividade de Distribuição de Energia Elétrica da

RAM, por nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada

atividade.

4 - O sobrecusto SMtC , no ano t, é dado pela seguinte expressão:

SMtC= SMj,t

C

j

= Rj,tMC

SNM0607,j,tC RC,j,t

MSRAMj,t

C

j

(109)

em que:

SMj,tC Sobrecusto da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM, no

nível de tensão j, previsto para o ano t


Rj,tMC


nível de tensão j, previstos para o ano t, calculado de acordo com a expressão

( 103 ) do Artigo 114.º


155

SNM0607,j,tC Custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de



RC,j,tM

Proveitos previstos obter por aplicação das tarifas de Comercialização aos


vinculado da RAM, por nível de tensão j, no ano t

SRAMj,tC Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso


RAM, no ano t, imputáveis à atividade de Comercialização de Energia Elétrica

da RAM, por nível de tensão j, proporcionalmente ao sobrecusto em cada

atividade.

Artigo 116.º

Custo com a convergência tarifária na RAM referente a 2006 e 2007

1 - O custo com a convergência tarifária na RAM referente a 2006 e 2007 corresponde ao

montante não repercutido na tarifa de UGS do operador da rede de transporte em Portugal

continental, nos anos de 2006 e 2007 devido à limitação imposta pelo Artigo 138.º do

Regulamento Tarifário publicado pelo Despacho n.º 18 993-A/2005 (2ª série), de 31 de agosto.

2 - O custo com a convergência tarifária na RAM referente a 2006 e 2007 a recuperar através

da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal continental,

no ano t, é dado pela seguinte expressão:

RAM0607,t=SNM0607,tAGS +SNM0607,t

D +SNM0607,tC (110)

em que:

RAM0607,t Custo com a convergência tarifária na RAM referente a 2006 e 2007 a

recuperar através da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de

transporte em Portugal continental, no ano t

SNM0607,tAGS Custo com a convergência tarifária afetos à atividade de Aquisição de Energia


no ano t

SNM0607,tD Custos com a convergência tarifária afeto à atividade de Distribuição de

Energia Elétrica, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar no ano t


156

SNM0607,tC Custos com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de

Energia Elétrica, referente aos anos de 2006 e 2007, a recuperar no ano t.

3 - O custo com a convergência tarifária na RAM referente a 2006 e 2007, acrescidos dos

respetivos encargos financeiros calculados à taxa de juro Euribor a 3 meses, em vigor no último

dia útil do mês de junho de cada ano, acrescida de meio ponto percentual, RAM0607,t , será

recuperado através da tarifa de Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em

Portugal continental em 10 anuidades, com início em 2008, conforme estabelecido no

Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de dezembro.



referido período.




ponto percentual.

6 - O custo com a convergência tarifária da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão

do Sistema SNM0607,tAGS corresponde ao valor da renda referida no número anterior afeto a esta

atividade.

7 - O custo com a convergência tarifária da atividade de Distribuição de Energia Elétrica

SNM0607,tD , corresponde ao valor da renda referida no n.º 5 - afeto a esta atividade.

8 - O custo com a convergência tarifária afeto à atividade de Comercialização de Energia

Elétrica

SNM0607,tC , corresponde ao valor da renda referida no n.º 5 - afeto a esta atividade.

Artigo 117.º

Transferência dos custos com a convergência tarifária na RAM para a concessionária

do transporte e distribuidor vinculado da RAM

1 - O custo com a convergência tarifária na RAM a recuperar através da tarifa de Uso Global do

Sistema RAMPol,t , no ano t, é transferido mensalmente pelo operador da rede de transporte em

Portugal continental para a concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, de

acordo com a seguinte expressão:

RAMm,t=1

12RAMPol,t

( 111 )


157

em que:

RAMPol,t Custo com a convergência tarifária na RAM a recuperar através da tarifa de

Uso Global do Sistema pelo operador da rede de transporte em Portugal

continental, no ano t.

Secção VII

Incentivo à promoção do desempenho ambiental

Artigo 118.º

Plano de Promoção do Desempenho Ambiental

1 - O Plano de Promoção do Desempenho Ambiental é um mecanismo de incentivo à melhoria

do desempenho ambiental da entidade que o execute.

2 - Os Planos de Promoção do Desempenho Ambiental podem ser submetidos a aprovação da

ERSE pelas seguintes entidades:

a) Operador de rede de transporte, em Portugal continental, no âmbito da atividade de

Transporte de Energia Elétrica.

b) Operadores das redes de distribuição, com exceção dos operadores exclusivamente em BT,

no âmbito da atividade de Distribuição de Energia Elétrica.

c) Concessionária do transporte e distribuição na RAA, no âmbito da atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema e da atividade de Distribuição de Energia Elétrica.

d) Concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, no âmbito da atividade de

Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema e da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica.

Artigo 119.º

Regulamentação dos Planos de Promoção do Desempenho Ambiental

1 - A ERSE deve publicar, no prazo máximo de 30 dias após a publicação deste regulamento,

as regras que regem os Planos de Promoção do Desempenho Ambiental.

2 - As regras referidas no número anterior devem incluir os seguintes temas:

a) Esquema de funcionamento e respetivos prazos.

b) Montantes a afetar aos Planos de Promoção do Desempenho Ambiental.

c) Tipo de medidas elegíveis.


158

d) Regras e critérios para a seleção de medidas.

e) Conteúdo dos planos e relatórios de execução.

f) Registo contabilístico.

g) Painel de avaliação.

h) Divulgação dos resultados obtidos.

i) Custos de gestão dos Planos de Promoção do Desempenho Ambiental.

Secção VIII

Incentivo à redução de perdas

Artigo 120.º

Incentivo à redução de perdas

1 - O incentivo à redução de perdas destina-se a induzir o operador da rede de distribuição em

MT e AT a atingir um nível de perdas de referência estabelecido pela ERSE.

2 - O incentivo aplica-se ao operador da rede de distribuição em MT e AT em Portugal

continental, nos termos do Artigo 94.º e deverá considerar as perdas na RND e nas redes de

distribuição em BT a ele concessionadas.

Artigo 121.º

Metodologia de Cálculo do Incentivo

1 - O incentivo à redução das perdas na rede de distribuição PPURD,t-2 depende do valor das

perdas, Pt-2, nos seguintes termos:

Quando: Pt-2<PREF,t-2 ∆Z

PPURD,t-2=Min IRPmax,t-2, PREF,t-2 ∆Z -Pt-2 ×Et-2D ×Vp,t-2 ( 112 )

Quando: Pt-2>PREF,t-2+∆Z

PPURD,t-2=Max IRPmin,t-2, PREF,t-2+∆Z -Pt-2 ×Et-2D ×Vp,t-2 ( 113 )

Quando: PREF,t-2 ∆Z≤Pt-2≤PREF,t-2+∆Z

PPURD,t-2=0 ( 114 )


159

em que:

IRPmax,t-2=-IRPmin,t-2 = ∆P ∆Z ×Et-2D ×Vp,t-2 ( 115 )

e sendo:

PPURD,t-2 Incentivo à redução das perdas na rede de distribuição, no ano t-2

IRPmax,t-2 Valor máximo do prémio a atribuir como incentivo à redução de perdas, no ano

t-2

IRPmin,t-2 Valor máximo da penalidade a atribuir como incentivo à redução de perdas, no

ano t-2

Vp,t-2 Valorização das perdas na rede de distribuição no ano t-2, em

Euros por kWh, a definir pela ERSE

PREF,t-2 Nível de referência das perdas na rede de distribuição no ano t-2, em

percentagem

Pt-2 Nível de perdas no ano t-2, em percentagem, dado pelo quociente entre as

perdas e a energia ativa entregue pela rede de distribuição

Et-2D Total da energia elétrica entregue na rede de distribuição no ano t-2, em kWh

Artigo 122.º

Nível de perdas de referência

O nível de referência das perdas PREF,t-2 é fixado para cada um dos anos do período de

regulação, tendo em conta os objetivos estabelecidos no Programa Nacional para as Alterações

Climáticas.

Artigo 123.º


1 - O operador da rede de distribuição em MT e AT em Portugal continental, deve enviar à ERSE

a informação necessária para determinação das perdas no âmbito dos balanços de energia

referidos no Artigo 162.º.

2 - A informação sobre a valorização das perdas deve ser enviada à ERSE, anualmente, pelo

operador da rede de distribuição, até 1 de maio.


160

Secção IX

Incentivo à melhoria da continuidade de serviço

Artigo 124.º

Incentivo à melhoria da continuidade de serviço

1 - O incentivo à melhoria da continuidade de serviço tem como objetivo promover a

continuidade de fornecimento de energia elétrica.

2 - O incentivo aplica-se ao operador da rede de distribuição em MT e AT em Portugal

continental, no termos do Artigo 94.º.

3 - A forma de cálculo deste incentivo e dos respetivos parâmetros é definida de acordo com o

Manual de Procedimentos da Qualidade de Serviço do Setor elétrico.

Secção X

Incentivo ao investimento em rede inteligente

Artigo 125.º

Incentivo ao investimento em rede inteligente

1 - O incentivo ao investimento em rede inteligente pretende estimular o operador da rede de

distribuição a realizar projetos piloto e investimentos nas redes de distribuição no âmbito do

conceito de smart grid, tendo como objetivo a redução de custos de exploração da empresa e a

obtenção de outros benefícios quantificáveis na ótica de outros agentes do Sistema Elétrico

Nacional, nomeadamente para os consumidores.

2 - O incentivo aplica-se ao operador da rede de distribuição em Portugal continental, nos

termos do Artigo 94.º.

Artigo 126.º

Metodologia de Cálculo do Incentivo

1 - O incentivo ao investimento em rede inteligente para o ano t é dado pela seguinte expressão:

RIURD,j,t =Cj,t× ∆CAPEXRI,k,t ∆OPEXRI,k,t

NRI

k=1

( 116 )


161

em que:

RIURD, j,t Incentivo ao investimento em rede inteligente no ano t alocado ao nível de tensão

j

t Ano de cálculo de tarifas


∆CAPEXRI, k,t Valor representativo do acréscimo do custo com capital permitido no ano t,

associado aos ativos do projeto k aceite como rede inteligente pela ERSE,

determinado nos termos do número 2

∆OPEXRI,k,t Valor representativo do decréscimo dos custos de exploração do operador da

rede de distribuição no ano t, associado ao projeto k aceite como rede inteligente

pela ERSE, determinado nos termos do número 3

k Índice atribuído aos projetos aceites pela ERSE como rede inteligente

Cj,t Variável de alocação do incentivo ao nível de tensão j, no ano t, proporcional aos

fornecimentos por nível de tensão

Número total de projetos em rede inteligente aceites pela ERSE.

2 - O valor representativo do acréscimo do custo com capital permitido, associado aos ativos de

um projeto aceite como rede inteligente, é calculado de acordo com a seguinte expressão:

∆CAPEXRI,k,t=βRI, k, t× ∆rRI,t×InvRI, k× 1 t-texp,k 2 ×TxAmRI, k

2≤t-texp,k≤TRI+1

( 117 )

em que:

∆CAPEXRI,k,t Valor representativo do acréscimo do custo com capital permitido no ano t,

associado aos ativos do projeto k aceite como rede inteligente pela ERSE


texp,k Ano de entrada em exploração do projeto k

k Índice do projeto aceite pela ERSE como rede inteligente


162

βRI, k, t Parâmetro, a definir pela ERSE, para limitação do valor representativo do

acréscimo do custo com capital no ano t, associado ao projeto k

∆rRI,t Valor representativo do acréscimo da taxa de remuneração para projetos aceites

como rede inteligente

InvRI,k Valor do investimento do projeto k afeto à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, aceite pela ERSE como rede inteligente e transferido para exploração

no ano texp,k

TRI Parâmetro, a definir pela ERSE, que indica o período de vigência do incentivo ao

investimento em rede inteligente por projeto

TxAmRI,k Taxa média de amortização do projeto k aceite pela ERSE como rede inteligente

3 - O valor representativo do decréscimo dos custos de exploração do operador da rede de

distribuição associado a um projeto aceite como rede inteligente é determinado de acordo com

a seguinte expressão:

∆OPEXRI, k,t =

∆CAPEXRI,k,t – αRI, t×Bdemok,t

0

,se 0 <αRI, t×Bdemok,t≤ ∆CAPEXRI,k,t

,se αRI, t×Bdemok,t>∆CAPEXRI,k,t

( 118 )

em que:

∆OPEXRI,k,t Valor representativo do decréscimo dos custos de exploração do operador da

rede de distribuição no ano t, associado ao projeto k aceite como rede inteligente

pela ERSE


k Índice do projeto aceite pela ERSE como rede inteligente

∆CAPEXRI, k,t Valor representativo do acréscimo do custo com capital permitido no ano t,

associado aos ativos do projeto k aceite como rede inteligente pela ERSE,

determinado nos termos do número 2

αRI,t Parâmetro, a definir pela ERSE, para a partilha entre empresa e consumidores

dos benefícios reais dos projetos em rede inteligente, que sejam quantificados

pelo operador da rede de distribuição e aceites pela ERSE


163

Bdemok,t Valor dos benefícios reais associados ao projeto k, na ótica do Sistema Elétrico

Nacional, que sejam quantificados pelo operador da rede de distribuição e

aceites pela ERSE para efeitos de cálculo do incentivo no ano t

Artigo 127.º


1 - O operador da rede de distribuição em Portugal continental, deve enviar à ERSE a

informação necessária para determinação do incentivo ao investimento em rede inteligente.

2 - A informação referente à candidatura de projetos para obtenção do incentivo ao investimento

em rede inteligente deve ser enviada à ERSE, anualmente, pelo operador da rede de distribuição,

até 1 de maio.

3 - Após a candidatura de cada projeto em rede inteligente ser validada e aceite pela ERSE, a

informação referente aos benefícios deve ser enviada, pelo operador da rede de distribuição, a

cada dois anos até 1 de maio, podendo ser acompanhada dos estudos realizados pela empresa

ou por entidades externas com o intuito de demostrar e quantificar os benefícios.

4 - A informação nos números anteriores deverá obedecer às normas complementares de

reporte de informação definidas pela ERSE.

Secção XI

Promoção da eficiência no consumo de energia elétrica

Artigo 128.º

Plano de Promoção da Eficiência no Consumo

1 - O Plano de Promoção da Eficiência no Consumo tem como objetivo melhorar a eficiência no

consumo de energia elétrica.

2 - A regulamentação e funcionamento do Plano de Promoção da Eficiência no Consumo são

definidos em regulamentação complementar, nomeadamente nas “Regras do Plano de

Promoção da Eficiência no Consumo”, aprovadas pela ERSE.


164

Secção XII

Incentivos à otimização da gestão dos contratos de aquisição de energia

elétrica

Artigo 129.º

Mecanismo de otimização dos contratos de aquisição de energia elétrica

O mecanismo de otimização da gestão dos contratos de aquisição de energia elétrica por parte

do Agente Comercial e a correspondente partilha com os clientes dos benefícios obtidos são

definidos em regulamentação complementar.

Secção XIII

Incentivos à ótima gestão das licenças de emissão de CO2

Artigo 130.º

Mecanismos de otimização da gestão das licenças de emissão de CO2

O mecanismo de otimização da gestão das licenças de emissão de CO2 e a correspondente

valorização dos défices ou dos excedentes de licenças de emissão de CO2, assim como a partilha

com os clientes dos benefícios ou prejuízos obtidos são definidos em regulamentação

complementar.

Secção XIV

Incentivo à disponibilidade da rede de transporte

Artigo 131.º

Incentivo à disponibilidade da rede de transporte

1 - O incentivo à disponibilidade da rede de transporte tem como objetivo promover a sua

fiabilidade, enquanto fator determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho

da RNT.

2 - A definição da forma de cálculo deste incentivo e dos respetivos parâmetros é definida de

acordo com o Manual de Procedimentos da Qualidade de Serviço do setor elétrico.

3 - A aplicação do presente artigo inicia-se com a entrada em vigor da regulamentação

complementar prevista no número anterior.


165

Secção XIV

Mecanismo de correção dos desvios provisórios ocorridos ao nível do

custo com capital das atividades reguladas

Artigo 132.º

Mecanismo de correção dos desvios provisórios ocorridos ao nível do custo com

capital das atividades reguladas

1 - É aplicado um mecanismo de correção de desvios provisórios do custo com capital, referente

ao ano t-1, determinado de acordo com a estimativa dos ativos fixos para esse ano e aplicada a

taxa de remuneração definitiva.

2 - O mecanismo de correção de desvios provisórios do custo com capital

∆CCt-1y

aplica-se aos operadores regulados nas atividades em que é prevista a remuneração dos

ativos fixos de acordo com a seguinte expressão:

∆CCt-1y

= AmT,t-1y ActT,t-1

y rT,t-1y

100Amt-1

y Actt-1y rt-1

y

1001

it-1E δt-1

100

( 119 )

em que:

AmT,t-1y Amortizações do ativo fixo afeto à atividade y, líquidas das amortizações dos

ativos comparticipados, previstas em tarifas do ano t-1

ActT,t-1y Valor médio do ativo fixo afeto à atividade y, líquido de amortizações e

comparticipações, previsto em tarifas do ano t-1, dado pela média aritmética

simples dos valores no início e no fim do ano

rT,t-1y Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade y, previstas em tarifas do

ano t-1, em percentagem

Amt‐1 Amortizações do ativo fixo afeto à atividade y, líquidas das amortizações dos

ativos comparticipados, estimadas para o ano t-1

Actt‐1 Valor médio do ativo fixo afeto à atividade y, líquido de amortizações e

comparticipações, estimado para o ano t-1, dado pela média aritmética simples

dos valores no início e no fim do ano

rt‐1y Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade y, fixada para o ano t-1

com base em valores reais, em percentagem


166




Secção XV

Mecanismo de controlo da rendibilidade dos ativos

Artigo 133.º

Mecanismo de controlo da rendibilidade dos ativos

1 - É aplicado um mecanismo de controlo da rendibilidade dos ativos fixos, referente ao ano

t-2,, por forma a garantir a aproximação entre a taxa de remuneração real destes ativos e a taxa

de remuneração resultante da metodologia definida para o período regulatório.

2 - As taxas de remuneração, r̃t-2y , decorrentes da aplicação do mecanismo de controlo da

rendibilidade dos ativos fixos, na atividade y, são consideradas no ano t no cálculo dos

ajustamentos aos proveitos permitidos tendo em conta os valores ocorridos no ano t-2, das

atividades sujeitas à remuneração dos ativos fixos.

3 - As taxas de remuneração, r̃t-2y , resultantes da aplicação do mecanismo de controlo da

rendibilidade dos ativos, na atividade y, são determinadas de acordo com a seguinte expressão:

r̃t-2y =

rT,t-2y

100 +α

rt‐2y

100

rT,t-2y

100

( 120 )

em que:

rt‐2y Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade y, resultante da

metodologia definida para o período regulatório para o ano t-2 com base em

valores reais, em percentagem

Parâmetro de controlo da rendibilidade dos ativos definido para o período

regulatório

rT,t-2y Taxa de remuneração do ativo fixo afeto à atividade y, ocorrida no ano t-2, em

percentagem.

4 - A taxa de remuneração, rT,t-2y , ocorrida no ano t-2, é determinada de acordo com a seguinte

expressão:


167

rT,t-2y =

Rat-2y

Ct-2y

Actt-2y

( 121 )

em que:

Rat-2y

Proveitos permitidos, sem inclusão de ajustamentos de anos anteriores, da

atividade y ocorridos no ano t-2

Ct-2y

Gastos de exploração líquidos de rendimentos acrescidos de amortizações,

nos termos dos normativos contabilísticos existentes à data da sua realização,

da atividade y ocorridos no ano t-2

Actt-2y

Valor médio do ativo fixo afeto à atividade y, líquido de amortizações e

comparticipações, verificado no ano t-2, dado pela média aritmética simples

dos valores no início e no fim do ano.

Secção XV

Mecanismo regulatório para assegurar equilíbrio da concorrência no

mercado grossista de eletricidade

Artigo 134.º

Mecanismo regulatório para assegurar equilíbrio da concorrência no mercado

grossista de eletricidade

1 - Os CIEG decorrentes da aplicação do Decreto-Lei n.º 74/2013, de 4 de junho, são suportados

pelos produtores em regime ordinário e outros produtores que não estejam enquadrados no

regime de remuneração garantida, sempre que se conclua, de acordo com a legislação em vigor,

que a existência de distorções provocadas por eventos externos implique um aumento dos

preços médios de eletricidade no mercado grossista e proporcione benefícios não esperados

nem expectáveis para os produtores.

2 - A aplicação do mecanismo incide diretamente nos CIEG integrados nas parcelas dos

proveitos permitidos a recuperar pela tarifa de Uso Global do Sistema do Operador da Rede de

Distribuição, ao nível dos CIEG.

3 - Nos termos do número anterior, os ajustamentos do mecanismo são efetuados com as

periodicidades estabelecidas no RT, para cada parcela dos proveitos permitidos a que dizem

respeito, e refletem-se diretamente na integridade na tarifa do ano.


169

Capítulo V

Processo de cálculo das tarifas reguladas

Secção I

Metodologia de cálculo da tarifa de Energia

Artigo 135.º

Metodologia de cálculo da tarifa de Energia

1 - A tarifa de Energia é estabelecida por forma a recuperar os custos com a função de Compra

e Venda de Energia Elétrica para fornecimento dos clientes, previstos no Artigo 97.º.

2 - Os preços da tarifa de Energia são calculados por forma a recuperar os custos RTE,tCR

de

acordo com a seguinte expressão:

RTE,tCR

= Whin,t

hin

× 1j

+ γjh ×TWht

E ( 122 )

com:

n Nível de tensão n (n = AT, MT e BT)

i Opção tarifária i do nível de tensão n

h Período horário h (h = horas de ponta, cheias, vazio normal e super vazio)

j Nível de tensão j (j = AT, MT e BT com j n)

em que, com n = AT, MT e BT:

RTE,tCR

Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para fornecimento

dos clientes, previstos para o ano t

Whin,t Energia ativa fornecida no período horário h da opção tarifária i do nível de

tensão n, prevista para o ano t

TWhtE Preço da energia ativa da tarifa de Energia no período horário h, no ano t

γjh Fator de ajustamento para perdas no período horário h no nível de tensão j.

3 - Os preços da tarifa de Energia devem refletir a estrutura dos preços marginais de aquisição

de energia nos termos do estabelecido no Artigo 136.º.


170

4 - As quantidades a considerar no cálculo da tarifa de Energia são as energias ativas fornecidas

a clientes do comercializador de último recurso em AT, MT e em BT, previstas para o ano t,

devidamente ajustadas para perdas até à saída da RNT através dos respetivos fatores de

ajustamento para perdas.

5 - Para efeitos do número anterior são considerados diagramas de carga tipo com uma

desagregação por período tarifário idêntica à da tarifa de Energia.

6 - Os preços da tarifa de Energia a aplicar pelos comercializadores de último recurso aos seus

fornecimentos a clientes em AT, MT e em BT são os que resultam da conversão dos preços

calculados no n.º 2 -, para os vários níveis de tensão e opções tarifárias, por aplicação dos fatores

de ajustamento para perdas, e tendo por base os diagramas de carga tipo referidos no n.º 5 -.

7 - Os preços da tarifa de Energia a aplicar aos fornecimentos em AT, MT e em BT são

estabelecidos anualmente.

Artigo 136.º

Estrutura dos preços marginais de energia

A estrutura dos preços marginais de energia deve ser repercutida na estrutura dos preços da

tarifa de Energia, através da seguinte expressão:

TWhtE=kE×PmgWhE ( 123 )

em que:

TWhtE Preço da energia ativa da tarifa de Energia no período horário h, no ano t

PmgWhE Preço marginal de aquisição de energia pelo comercializador de último recurso

no período horário h

kE Fator a aplicar aos preços marginais da energia.


171

Secção II

Metodologia de cálculo das tarifas de Uso Global do Sistema

Artigo 137.º

Metodologia de cálculo da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da

rede de transporte

1 - O operador da rede de transporte recupera os proveitos no âmbito da tarifa de Uso Global

do Sistema por aplicação da tarifa definida no presente artigo às entregas ao operador da rede

de distribuição em MT e AT e ainda pela faturação ao mesmo operador dos encargos relativos

aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual, definidos no Artigo 138.º.

2 - Os preços das parcelas I e II da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da

rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT, são calculados por forma a

que o seu produto pelas quantidades físicas envolvidas proporcione o montante de proveitos a

recuperar pelo operador da rede de transporte, de acordo com as seguintes expressões:

RGS,tT

= Wht

h

×TWhtUGS1 ( 124 )

RrPol,tT = Wht

h

×TWhtUGS2 ( 125 )

com:


em que:

RGS,tT

Custos do operador da rede de transporte em Portugal continental para o ano t,

decorrentes da gestão do sistema, calculados de acordo com a expressão


RrPol,tT Custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de

interesse económico geral, previstos para o ano t a recuperar pela aplicação da

tarifa de uso global do sistema do operador da rede de transporte calculados de

acordo com a expressão ( 12 ) do Artigo 86.º

TWhtUGS1 Preço da energia ativa entregue no período horário h da parcela I da tarifa de

Uso Global do Sistema, no ano t


172

TWhtUGS2 Preço da energia ativa entregue no período horário h da parcela II da tarifa de

Uso Global do Sistema, no ano t

Wht Energia ativa entregue no período horário h, prevista para o ano t.

3 - Os preços de energia da parcela I e da parcela II da tarifa de Uso Global de Sistema não

apresentam diferenciação horária.

4 - Todas as entregas estabelecidas nos números anteriores devem ser referidas à saída da

RNT.

Artigo 138.º

Encargos mensais da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelo operador da rede

de transporte, relativos aos CMEC

1 - Os encargos mensais da tarifa de Uso Global do Sistema a faturar pelo operador da rede de

transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT são calculados nos termos do

presente artigo, sem prejuízo do disposto no Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro.

2 - Os encargos mensais da tarifa de Uso Global do Sistema a faturar pelo operador da rede de

transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT são obtidos por aplicação do preço

do termo de potência contratada da tarifa de Uso Global do Sistema definido no

Artigo 139.º às quantidades físicas envolvidas, de acordo com a seguinte expressão:

EncmCMEC= Pcin,m

in

×TPctUGS2Prod ( 126 )

com:

n Nível de tensão n (n = MAT, AT, MT e BT)

i Opções tarifárias i do nível de tensão n

em que:

EncmCMEC Encargos mensais da tarifa de Uso Global do Sistema a faturar pelo operador

da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT, no mês

m

Pcin,m Potência contratada das entregas a clientes do nível de tensão n e, no caso dos

clientes dos comercializadores de último recurso, da opção tarifária i, no mês m


173

TPctUGS2Prod Parcela do preço da potência contratada da parcela II da tarifa de Uso Global

do Sistema relativa aos pagamentos dos CMEC previstos no Decreto-Lei

n.º 240/2004, no ano t, definido no Artigo 139.º.

Artigo 139.º

Metodologia de cálculo da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelos operadores

das redes de distribuição

1 - Os preços da tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar pelos operadores das redes de

distribuição às entregas a clientes são os que resultam da conversão dos preços calculados no

n.º 2 -, para os vários níveis de tensão e opções tarifárias, por aplicação dos fatores de

ajustamento para perdas, e tendo por base os diagramas de carga tipo referidos no n.º 4 -.

2 - Os preços das parcelas I e II da tarifa de Uso Global do Sistema a considerar para a

conversão referida no número anterior, são calculados por forma a que o seu produto pelas

quantidades físicas definidas no n.º 0 proporcione o montante de proveitos a recuperar pelo

operador da rede de distribuição em Portugal continental, definido no Artigo 90.º, de acordo com

as seguintes expressões:

RUGS1,tD

= WhMAT,t

h

× 1+γMAT/ATh -1

×TWhtUGS1+ Whin,t

hin

× 1+γjh

j

×TWhtUGS1 (127)

RWUGS2,tD

‐DT06Pol,tD ‐DT07Pol,t

D ‐CPEtD=

= WhMAT,t

h

× 1+γMAT/ATh -1

×TWhtUGS2+ Whin,t

hin

× 1+γjh

j

×TWhtUGS2

(128)

DT06Pol,tD = WhuBT,t

× 1+γjh ×

jhu

TWDT 06BT,tUGS2 (129)

DT07Pol,tD = WhvBTN,t

hv

× 1+γjh

j

×TWDT 07BTN,tUGS2 (130)

CPEtD=

WhMAT,t

1+γMAT/ATh

h

×TWCPEhMAT,tUGS2+ Whip,t× 1+γj

h

j

×TWCPEhp,tUGS2

hip

(131)

TPctUGS2=TPct

UGS2Prod+TPctUGS2Alisam (132)

RPUGS2,tD

‐PACMEC,t= Pcim,t

im

×TPctUGS2Prod (133)


174

PACMEC,t= Pcim,t

im

×TPctUGS2Alisam (134)

RPUGS2,tD

= Pcim,t

im

×TPctUGS2 (135)

em que:

TWha,tUGS2=TWht

UGS2+TWCPEha,tUGS2 (136)

TWhBTE,tUGS2=TWht

UGS2+TWCPEhBTE,tUGS2+ TWDT06BT,t

UGS2 (137)

TWhBTN>,tUGS2 =TWht

UGS2+TWCPEhBTN ,tUGS2 +TWDT06BT,t

UGS2+TWDT07BTN,tUGS2 (138)

TWhBTN ,tUGS2 =TWht

UGS2+TWCPEhBTN ,tUGS2 + TWDT06BT,t

UGS2+TWDT07BTN,tUGS2 (139)

com:

a Nível de tensão a (a = MAT, AT e MT)

m Nível de tensão ou tipo de fornecimento m (m = MAT, AT, MT, BTE, BTN)

n Nível de tensão ou tipo de fornecimento n (n = AT, MT, BTE e BTN)

p Nível de tensão ou tipo de fornecimento p (p = AT, MT, BTE, BTN> e BTN<)

i Opções tarifárias i do nível de tensão

u Opções tarifárias u do nível de tensão BT

v Opções tarifárias v do tipo de fornecimento BTN




175

em que:

RUGS1,tD


continental por aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso Global do


RWUGS2,tD


continental, por aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa Uso

Global do Sistema, previstos para o ano t

DT06Pol,tD Défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BT em 2006,


DT07Pol,tD Défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BTN em 2007,


CPEtD Custos de política energética recuperados por aplicação de preços de energia

da parcela II, que estejam abrangidos pela Portaria n.º 332/2012, de 22 de

outubro, que estabelece os critérios para a repercussão diferenciada dos custos

decorrentes de política energética, de sustentabilidade ou de interesse

económico geral.


continental por aplicação do preço da potência contratada da parcela II da tarifa

de Uso Global do Sistema, previstos para o ano t

PACMEC,t Componente de alisamento dos CMEC, prevista para o ano t

WhMAT,t Energia ativa entregue no período horário h a clientes em MAT, prevista para o

ano t

Whip,t Energia ativa entregue no período horário h a clientes do nível de tensão p e da

opção tarifária i, prevista para o ano t

WhuBT,t Energia ativa entregue no período horário h a clientes do nível de tensão de BT,

da opção tarifária u, prevista para o ano t

WhvBTN,t Energia ativa entregue no período horário h a clientes do tipo de fornecimento

BTN, da opção tarifária v, prevista para o ano t

Pcim,t Potência contratada das entregas a clientes do nível de tensão m e, no caso

dos clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i, prevista

para o ano t


176

TWhtUGS1 Preço aplicável à energia ativa do período horário h da parcela I da tarifa de Uso

Global do Sistema, no ano t

TWhtUGS2 Preço aplicável à energia ativa do período horário h da parcela II da tarifa de

Uso Global do Sistema comum a todos os níveis de tensão e tipos de

fornecimento, no ano t

TWDT06BT,tUGS2 Preço aplicável à energia ativa da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema

relativa ao défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BT

em 2006, no ano t

TWDT07BTN,tUGS2 Preço aplicável à energia ativa da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema

relativa ao défice tarifário associado à limitação dos acréscimos tarifários de BT

em 2007, no ano t

TWha,tUGS2

Preço da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema, aplicável à energia ativa

do período horário h do nível de tensão a, no ano t

TWhBTE,tUGS2


do período horário h das entregas a clientes de BTE , no ano t

TWhBTN>,tUGS2


do período horário h das entregas a clientes de BTN com potência contratada

superior a 20,7 kVA, no ano t

TWhBTN<,tUGS2


m das entregas a clientes de BTN com potência contratada inferior ou igual a

20,7 kVA, no ano t

TWCPEhMAT,tUGS2 Preço de energia ativa da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema

determinado nos termos da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, aplicável

às entregas a clientes em MAT, no ano t

TWCPEhp,tUGS2 Preço de energia ativa da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema

determinado nos termos da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, aplicável

às entregas a clientes do nível de tensão e tipo de fornecimento p, no ano t

TPctUGS2 Preço da potência contratada da parcela II da tarifa de Uso Global do Sistema

relativa aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual, no ano t

TPctUGS2Prod Parcela do preço da potência contratada da parcela II da tarifa de Uso Global

do Sistema relativa aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual no

âmbito do Decreto-Lei n.º 240/2004, no ano t


177

TPctUGS2Alisam Parcela do preço da potência contratada da parcela II da tarifa de Uso Global

do Sistema relativa aos custos para a manutenção do equilíbrio contratual no

âmbito do mecanismo de alisamento, no ano t

γjh Fator de ajustamento para perdas no período horário h no nível de tensão j

γMAT/ATh Fator de ajustamento para perdas no período horário h relativo à transformação

de MAT/AT, de acordo com a expressão (141)

sendo o fator de ajustamento para perdas γMAT/ATh calculado da seguinte forma:

γMAT/ATh =

1+γAT/RNTh

1+γMATh ‐1

( 140 )

em que:

γMATh Fator de ajustamento para perdas na RNT relativo à rede de MAT, no período

horário h

γAT/RNTh Fator de ajustamento para perdas na RNT relativo à rede de MAT incluindo a

transformação MAT/AT, no período horário h.

3 - As quantidades a considerar no cálculo da tarifa de Uso Global do Sistema são as energias

ativas entregues a clientes, devidamente ajustadas para perdas até à saída da RNT, e as

potências contratadas associadas a essas entregas, previstas para o ano t.

4 - Para efeitos do número anterior são considerados diagramas de carga tipo com uma

desagregação por período tarifário idêntica à da tarifa de Uso Global do Sistema do operador da

rede de transporte.

5 - Os preços relativos aos custos decorrentes de política energética, de sustentabilidade ou de

interesse económico geral recuperados por aplicação da parcela II da tarifa de Uso Global de

Sistema determinados nos termos da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, aplicáveis a cada

tipo de fornecimento e opção tarifária, são objeto de publicitação pela ERSE.

6 - O valor associado à recuperação dos custos decorrentes de política energética, de

sustentabilidade ou de interesse económico geral, em € por kW, a pagar pelas unidades de

produção para autoconsumo, determinado nos termos da legislação aplicável, é objeto de

publicitação pela ERSE.


178

Secção III

Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte

Artigo 140.º

Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte a aplicar pelo

operador da rede de transporte

1 - Os preços das tarifas de Uso da Rede de Transporte em AT e em MAT a aplicar pelo

operador da rede de transporte ao operador da rede de distribuição em MT e AT e os preços das

tarifas de Uso da Rede de Transporte a aplicar pelo operador da rede de transporte aos

produtores são calculados por forma a que o seu produto pelas quantidades físicas envolvidas

proporcione o montante de proveitos permitidos ao operador da rede de transporte, definidos no

Artigo 88.º, de acordo com a seguinte expressão:

RURT,tT

Whn',tP

n'

×TWhn',tP Pcn,t

n

×TPcn,tURT+Ppn,t×TPpn,t

URT+

Whn,t

h

×TWhn,tURT+Wrcn,t×TWrcn,t

URT+Wrin,t×TWrin,tURT

(141)

com:

n Nível de tensão n (n = MAT e AT)

n’ Nível de tensão da produção (n’ = MAT, AT e MT)


em que:

RURT,tT


para o ano t

Whn',tP Energia ativa no período horário h a faturar aos produtores em regime ordinário

e aos produtores em regime especial nos pontos de ligação das instalações dos

produtores no nível de tensão n’, prevista para o ano t

TWhn',tP Preço da energia ativa no período horário h nos pontos de ligação das

instalações dos produtores no nível de tensão n’, no ano t


179

Pcn,t, Ppn,t Potência contratada e potência em horas de ponta das entregas no nível de

tensão n, referidas à saída da RNT, previstas para o ano t

TPcn,tURT Preço da potência contratada da tarifa de Uso da Rede de Transporte no nível

de tensão n, no ano t

TPpn,tURT Preço da potência em horas de ponta da tarifa de Uso da Rede de Transporte

no nível de tensão n, no ano t

TWhn,tURT Preço da energia ativa entregue no período horário h da tarifa de Uso da Rede

de Transporte no nível de tensão n, no ano t

Whn,t Energia ativa no período horário h das entregas no nível de tensão n, referida à

saída da RNT, prevista para o ano t

Wrcn,t Energia reativa capacitiva nas ligações das subestações do operador da rede

de transporte às redes do operador da rede de distribuição em MT e AT e nas

ligações das instalações dos clientes em MAT

TWrcn,tURT Preço da energia reativa capacitiva da tarifa de Uso da Rede de Transporte no

nível de tensão n, no ano t

Wrin,t Energia reativa indutiva nas ligações das subestações do operador da rede de

transporte às redes do operador da rede de distribuição em MT e AT e nas

ligações das instalações dos clientes em MAT

TWrin,tURT Preço da energia reativa indutiva da tarifa de Uso da Rede de Transporte no

nível de tensão n, no ano t

repercutindo, na estrutura dos preços de potência da tarifa de Uso da Rede de Transporte, a

estrutura dos custos incrementais de potência por aplicação de um fator multiplicativo, através

das seguintes expressões:

TPcAT,tURT=kt

URT×CiPcATURT (142)

TPpAT,tURT=kt

URT×CiPpATURT (143)

em que:

Ci PcATURT Custo incremental da potência contratada na rede de transporte em AT


180

Ci PpATURT Custo incremental da potência em horas de ponta na rede de transporte em AT

ktURT Fator a aplicar ao custo incremental das potências da rede de transporte em AT,

no ano t

impondo que os preços da potência contratada e da potência em horas de ponta da tarifa de Uso

da Rede de Transporte em MAT sejam iguais aos aplicáveis pelo operador da rede de

distribuição em MT e AT aos clientes em MAT, estabelecidos no Artigo 141.º.

2 - Os preços de energia ativa das tarifas de Uso da Rede de Transporte são calculados através

da seguinte expressão:

TWhMAT,tURT =γMAT

h ×TWht (144)

TWhAT,tURT=γAT/RNT

h ×TWht (145)

em que:


horário h


transformação de MAT/AT, no período horário h

TWht Preço marginal da energia ativa entregue no período horário h à entrada da

RNT, no ano t.

Artigo 141.º

Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte em AT e em MAT a

aplicar pelos operadores das redes de distribuição às entregas a clientes

1 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT a aplicar pelos operadores das

redes de distribuição às entregas a clientes são os que resultam da conversão dos preços

calculados no n.º 2 -, para os vários níveis de tensão e opções tarifárias, por aplicação dos fatores

de ajustamento para perdas.

2 - Os preços das tarifas de Uso da Rede de Transporte em AT e em MAT a considerar para a

conversão referida no número anterior são calculados por forma a que o seu produto pelas

quantidades físicas definidas nos n.os 4 - e 5 - proporcione o montante de proveitos a recuperar

pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental, definidos no Artigo 93.º, de acordo

com a seguinte expressão:


181

RURT,tD

=PcMAT,t×TPcMAT,tURT +PpMAT,t×TPpMAT,t

URT + WhMAT,t

h

×TWhMAT,tURT +WrcMAT,t×TWrcMAT,t

URT +WriMAT,t

×TWriMAT,tURT + Ppin,t

in

× 1+γjp

j

× TPpAT,tURT+ 1+δMAT ×TPcAT,t

URT + Whin,t

hin

×

1+γjh

j

×TWhAT,tURT

(146)

com:

n Nível de tensão n (n = AT, MT e BT)

i Opções tarifárias i do nível de tensão n

p Período horário p (p = horas de ponta)



em que:

RURT,tD



a clientes, previstos para o ano t

PcMAT,t Potência contratada das entregas a clientes em MAT, previstas para o ano t

PpMAT,t Potência em horas de ponta das entregas a clientes em MAT, previstas para o

ano t

TPcMAT,tURT Preço da potência contratada da tarifa de Uso da Rede de Transporte em MAT,

no ano t

TPpMAT,tURT Preço da potência em horas de ponta da tarifa de Uso da Rede de Transporte

em MAT, no ano t

WhMAT,t Energia ativa entregue a clientes em MAT no período horário h, prevista para o

ano t


182

TWhMAT,tURT Preço da energia ativa entregue no período horário h da tarifa de Uso da Rede

de Transporte em MAT, no ano t

WrcMAT,t Energia reativa capacitiva das entregas a clientes em MAT, previstas para o ano

t

TWrcMAT,tURT Preço da energia reativa capacitiva da tarifa de Uso da Rede de Transporte em

MAT, no ano t

WriMAT,t Energia reativa indutiva das entregas a clientes em MAT, previstas para o ano t

TWrirMAT,tURT Preço da energia reativa indutiva da tarifa de Uso da Rede de Transporte em

MAT, no ano t

Ppin,t Potência em horas de ponta das entregas a clientes do nível de tensão n e, no

caso dos clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i,


TPcAT,tURT Preço da potência contratada da tarifa de Uso da Rede de Transporte em AT,

no ano t

TPpAT,tURT Preço da potência em horas de ponta da tarifa de Uso da Rede de Transporte

em AT, no ano t

γjp Fator de ajustamento para perdas no período horário p no nível de tensão j

Whin,t Energia ativa entregue no período horário h a clientes do nível de tensão n e,

no caso dos clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i,

prevista para o ano t

TWhAT,tURT Preço da energia ativa entregue no período horário h da tarifa de Uso da Rede

de Transporte em AT, no ano t

γjh Fator de ajustamento para perdas no período horário h no nível de tensão j

γMAT/ATh Fator de ajustamento para perdas na RNT relativo à transformação de MAT/AT,

no período horário h, de acordo com a expressão ( 140 )

δMAT Fator que relaciona, por efeito de simultaneidade, a potência média em horas

de ponta entregue a clientes no nível de tensão de jusante com a potência

contratada desse nível de tensão


183

repercutindo, na estrutura dos preços de potência da tarifa de Uso da Rede de Transporte, a

estrutura dos custos incrementais de potência por aplicação de um fator multiplicativo através

das seguintes expressões:

TPcMAT,tURT =kt

URT×Ci PcMATURT (147)

TPpMAT,tURT =kt

URT×Ci PpMATURT (148)

TPcAT,tURT=kt

URT×Ci PcATURT (149)

TPpAT,tURT=kt

URT×Ci PpATURT (150)

em que:

Ci PcMATURT Custo incremental da potência contratada na rede de transporte em MAT

Ci PpMATURT Custo incremental da potência em horas de ponta na rede de transporte em

MAT

Ci PcATURT Custo incremental da potência contratada na rede de transporte em AT

Ci PpATURT Custo incremental da potência em horas de ponta na rede de transporte em AT

ktURT Fator a aplicar ao custo incremental das potências da rede de transporte em

MAT e AT, no ano t.

3 - Os preços de energia ativa das tarifas de Uso da Rede de Transporte são calculados através


TWhMAT,tURT =γMAT

h ×TWht (151)

TWhAT,tURT=γAT/RNT

h ×TWht (152)

em que:


horário h


transformação de MAT/AT, no período horário h


RNT, no ano t.


184

4 - As quantidades a considerar no cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte são as

potências contratadas, as potências em horas de ponta e as energias ativas das entregas a

clientes, previstas para o ano t, devidamente ajustadas para perdas e referidas à saída da RNT.

5 - No cálculo das tarifas de Uso da Rede de Transporte em MAT consideram-se também as

quantidades de energia reativa.

6 - Nas entregas a clientes em AT e nos níveis de tensão inferiores, o preço da potência

contratada aplica-se à potência em horas de ponta através de um fator de simultaneidade e a

energia reativa não é faturada.

7 - Para efeitos do n.º 2 - são considerados diagramas de carga tipo desagregados em quatro

períodos horários.

Secção IV

Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Distribuição

Artigo 142.º

Metodologia de cálculo das tarifas de Uso da Rede de Distribuição a aplicar pelos

operadores das redes de distribuição às entregas a clientes

1 - Os preços das tarifas de Uso da Rede de Distribuição em AT e MT a aplicar pelos operadores

das redes de distribuição às entregas a clientes são os que resultam da conversão dos preços

calculados no n.º 2 -, para os níveis de tensão a jusante e opções tarifárias por aplicação dos

fatores de ajustamento para perdas.

2 - Os preços da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT, de Uso da Rede de Distribuição

em MT e de Uso da Rede de Distribuição em BT, a considerar para a conversão referida no

número anterior, são calculados por forma a que o seu produto pelas quantidades físicas

definidas no n.º 4 - proporcione o montante de proveitos permitidos na atividade de Distribuição

de Energia Elétrica, definidos no Artigo 94.º, de acordo com a seguinte expressão:

RURD,tD

=RURD,tD-NT

+RURD,tD-BT

(153)

RURD,tD-NT

=RURDAT,t+RURDMT,t

(154)

RURD,tD-BT

=RURDBT,t (155)


185

em que:

RURD,tD

Proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica, previstos

para o ano t

RURD,tD-NT

Proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica em AT e

MT, previstos para o ano t

RURD,tD-BT

Proveitos permitidos na atividade de Distribuição de Energia Elétrica em BT,


RURDAT,t Proveitos proporcionados pela aplicação da tarifa de Uso da Rede de

Distribuição em AT, previstos para o ano t

RURDMT,t Proveitos proporcionados pela aplicação da tarifa de Uso da Rede de

Distribuição em MT, previstos para o ano t

RURDBT,t Proveitos proporcionados pela aplicação da tarifa de Uso da Rede de

Distribuição em BT, previstos para o ano t

e

RURDAT,t= PciAT,t

i

×TPcAT,tURD+PpiAT,t

×TPpAT,tURD+ WhAT,t

h

×TWhAT,tURD+WrciAT,t

×TWrcAT,tURD+WriiAT,t

×

×TWriAT,tURD + Ppin,t

in

× 1+γjp

j

× TPpAT,tURD + Ppin,t

× 1+γjp

jin

× 1+δAT ×TPcAT,tURD+

+ Whin,t

hin

× 1+j

γjh ×TWhAT,t

URD

(156)

RURDMT,t= PciMT,t

×TPcMT,tURD

i

+PpiMT,t×TPpMT,t

URD+ WhMT,t

h

×TWhMT,tURD+WrciMT,t

×TWrcMT,tURD+

+WriiMT,t×TWriMT,t

URD + PpiBT,t×

i

1+γBTp ×TPpMT,t

URD+ PpiBT,t× 1+γBT

p

i

× 1+δMT ×TPcMT,tURD+

+ WhiBT,t

hi

× 1+γBTh ×TWhMT,t

URD

(157)

RURDBT,t= PciBT,t

i

×TPcBT,tURD+PpiBT,t

×TPpBT,tURD+

WhBT,t

h

×TWhBT,tURD+WrciBT,t

×TWrcBT,tURD+WriiBT,t

×TWriBT,tURD

(158)


186

com:

n Nível de tensão n (n = MT e BT)

i Opções tarifárias i de cada nível de tensão AT, MT e BT

p Período horário p (p = horas de ponta)

j Nível de tensão j (j = MT e BT com j n)


com m = AT, MT e BT:

TPcm,tURD Preço da potência contratada da tarifa de Uso da Rede de Distribuição no nível

de tensão m, no ano t

TPpm,tURD Preço da potência em horas de ponta da tarifa de Uso da Rede de Distribuição

no nível de tensão m, no ano t

TWhm,tURD Preço da energia ativa entregue no período horário h da tarifa de Uso da Rede

de Distribuição no nível de tensão m, no ano t

TWrcm,tURD Preço da energia reativa capacitiva da tarifa de Uso da Rede de Distribuição no

nível de tensão m, no ano t

TWrim,tURD Preço da energia reativa indutiva da tarifa de Uso da Rede de Distribuição no

nível de tensão m, no ano t

Pcim,t Potência contratada das entregas a clientes do nível de tensão m e, no caso de

clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i, previstas para

o ano t

Ppim,t Potência em horas de ponta das entregas a clientes do nível de tensão m e, no

caso de clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i,


Whim,t Energia ativa das entregas no período horário h a clientes do nível de tensão m

e, no caso dos clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária

i, previstas para o ano t


187

Wrcim,t Energia reativa capacitiva das entregas a clientes do nível de tensão m e, no

caso de clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i,


Wriim,t Energia reativa indutiva das entregas a clientes do nível de tensão m e, no caso

de clientes do comercializador de último recurso, da opção tarifária i, previstas

para o ano t

γjp,γBT

p Fator de ajustamento para perdas no período horário p no nível de tensão j (BT)

γjh, γBT

h Fator de ajustamento para perdas no período horário h no nível de tensão j (BT)

δAT,δMT Fatores que relacionam, por efeito de simultaneidade, a potência contratada do

nível de tensão (AT e MT) com a potência média em horas de ponta entregue a

clientes nos níveis de tensão de jusante

repercutindo, na estrutura dos preços de potência das tarifas de Uso da Rede de Distribuição a

estrutura dos custos incrementais de potência da seguinte forma:

a) Em AT e MT por aplicação de um fator multiplicativo comum de acordo com as seguintes

expressões:

TPcn,tURD=kt

URD-NT×Ci PcnURD (159)

TPpn,tURD=kt

URD-NT×Ci PpnURD (160)

com:

n Nível de tensão n (n = AT e MT)

em que:

Ci PcnURD Custo incremental da potência contratada da rede de distribuição do nível de

tensão n

Ci PpnURD Custo incremental da potência em horas de ponta da rede de distribuição do

nível de tensão n

ktURD-NT Fator a aplicar ao custo incremental das potências das redes de distribuição em

AT e MT, no ano t.


188

b) Em BT por aplicação de um fator multiplicativo comum de acordo com as seguintes

expressões:

TPcBT,tURD=kt

URD-BT×Ci PcBTURD (161)

TPpBT,tURD=kt

URD-BT×Ci PpBTURD (162)

em que:

Ci PcBTURD Custo incremental da potência contratada da rede de distribuição em BT

Ci PpBTURD Custo incremental da potência em horas de ponta da rede de distribuição em

BT

ktURD-BT Fator a aplicar ao custo incremental das potências da rede de distribuição em

BT, no ano t.

3 - Os preços de energia ativa das tarifas de Uso da Rede de Distribuição são calculados através


TWhAT,tURD=γAT

h ×TWht (163)

TWhMT,tURT=γMT

h ×TWht (164)

TWhBT,tURT=γBT

h ×TWht (165)

em que:

γATh Fator de ajustamento para perdas na rede de AT, no período horário h

γMTh Fator de ajustamento para perdas na rede de MT, no período horário h

γBTh Fator de ajustamento para perdas na rede de BT, no período horário h


RNT, no ano t.

4 - As quantidades a considerar no cálculo das tarifas de Uso da Rede de Distribuição são as

potências contratadas, as potências em horas de ponta e as energias ativas, devidamente

ajustadas para perdas até à saída de cada uma das redes, e as energias reativas das entregas

a clientes.


189

5 - Na aplicação da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em AT às entregas em MT e BT, o

preço da potência contratada aplica-se à potência em horas de ponta através de um fator de

simultaneidade e a energia reativa não é faturada.

6 - Na aplicação da tarifa de Uso da Rede de Distribuição em MT às entregas em BT, o preço

da potência contratada aplica-se à potência em horas de ponta através de um fator de

simultaneidade e a energia reativa não é faturada.

7 - Para efeitos dos números anteriores são considerados diagramas de carga tipo

desagregados em quatro períodos horários.

Secção V

Metodologia de cálculo das tarifas de Comercialização

Artigo 143.º

Metodologia de cálculo das tarifas de Comercialização em AT, MT e BTE a aplicar

pelos comercializadores de último recurso

1 - Os preços das tarifas de Comercialização em AT, MT e BTE são calculados por forma a que

o seu produto pelas quantidades físicas definidas no n.º 2 - proporcione o montante de proveitos

a recuperar pelo comercializador de último recurso na atividade de Comercialização, definidos

no Artigo 100.º, de acordo com as seguintes expressões:

RCNT,t

CR= NCin,t

in

×TFNT,tC + Win,t

in

×TWNT,tC ( 166 )

RCBTE,t

CR= NCiBTE,t

i

×TFBTE,tC + WiBTE,t

i

×TWBTE,tC ( 167 )

com:

n Nível de tensão n (n = AT e MT)

i Opções tarifárias i do nível de tensão n, ou dos fornecimentos em BTE

em que:

RCNT,t

CR Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso, por aplicação da

tarifa de Comercialização em AT e MT, no ano t


190

RCBTE,t


tarifa de Comercialização em BTE, no ano t

TFNT,tC Preço do termo tarifário fixo da tarifa de Comercialização em AT e MT, no ano t

TFBTE,tC Preço do termo tarifário fixo da tarifa de Comercialização em BTE, no ano t

TWNT,tC Preço aplicável à energia ativa da tarifa de Comercialização em AT e MT, no ano

t

TWBTE,tC Preço aplicável à energia ativa da tarifa de Comercialização em BTE, no ano t

NCin,t Somatório do número de clientes do comercializador de último recurso em cada

mês no nível de tensão n e da opção tarifária i, previsto para o ano t

NCiBTE,t Somatório do número de clientes do comercializador de último recurso em cada

mês da opção tarifária i de BTE, previsto para o ano t

Win,t Energia ativa dos fornecimentos das opções tarifárias i do nível de tensão n, no

ano t

WiBTE,t Energia ativa das opções tarifárias i dos fornecimentos em BTE, no ano t.

2 - As quantidades a considerar no cálculo das tarifas de Comercialização em AT, MT e BTE

correspondem ao número de clientes e à energia ativa dos fornecimentos a clientes do

comercializador de último recurso em cada uma das opções tarifárias destes níveis de tensão.

Artigo 144.º

Metodologia de cálculo da tarifa de Comercialização em BTN a aplicar pelos

comercializadores de último recurso

1 - Os preços das tarifas de Comercialização em BTN são calculados por forma a que o seu

produto pelas quantidades físicas definidas no n.º 2 - proporcione o montante de proveitos a

recuperar pelo comercializador de último recurso na atividade de Comercialização em BTN,

definidos no Artigo 100.º, de acordo com as seguintes expressões:

RCBTN,t

CR= NCiBTN,t

i

×TFBTN,tC + WiBTN,t

i

×TWBTN,tC (168)


191

com:

i Opções tarifárias i dos fornecimentos em BTN

em que:

RCBTN,t


tarifa de Comercialização em BTN, no ano t

TFBTN,tC Preço do termo tarifário fixo da tarifa de Comercialização em BTN, no ano t

TWBTN,tC Preço aplicável à energia ativa da tarifa de Comercialização em BTN, no ano t

NCiBTN,t Somatório do número de clientes do comercializador de último recurso em cada

mês da opção tarifária i de BTN, previsto para o ano t

WiBTN,t Energia ativa das opções tarifárias i dos fornecimentos em BTN, no ano t.

2 - As quantidades a considerar no cálculo da tarifa de Comercialização em BTN correspondem

ao número de clientes e à energia ativa dos fornecimentos a clientes em BTN do comercializador

de último recurso em cada opção tarifária.

Secção VI

Metodologia de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais

dos Comercializadores de Último Recurso

Artigo 145.º

Metodologia de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN

1 - Os preços das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN são calculados por

forma a que o seu produto pelas quantidades físicas definidas no n.º 2 - proporcione o montante

de proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso, no âmbito dos fornecimentos

aos seus clientes de acordo com a seguinte expressão:

RBTN,tTVCF

=REBTN,t

CR+RUGSBTN,t

CR+RURTBTN,t

CR+RURDBTN,t

CR+RCBTN,t

CR (169)

em que:

RBTN,tTVCF

Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN, no ano t


192

REBTN,t

CR Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso por aplicação da

tarifa de Energia aos fornecimentos em BTN, no ano t

RUGSBTN,t

CR Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso por aplicação da

tarifa de Uso Global do Sistema aos fornecimentos em BTN, no ano t

RURTBTN,t

CR Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas de Uso da Rede de Transporte aos fornecimentos em BTN, no ano t

RURDBTN,t


tarifas de Uso da Rede de Distribuição aos fornecimentos em BTN, no ano t

RCBTN,t


tarifas de Comercialização aos fornecimentos em BTN, no ano t

e

RBTN,tTVCF

= PciBTN,t

i

×TPciBTN,t

TVCF+ WhiBTN,t

h

× TWhiBTN,t

TVCF (170)

com:

i Opção tarifária i dos fornecimentos em BTN

h Período horário h (h = horas de ponta, cheias e vazio para as tarifas tri-horárias

ou h = horas fora de vazio e vazio para as tarifas bi-horárias ou h = sem

diferenciação horária para a tarifa simples)

em que:

PciBTN,t Potência contratada dos fornecimentos na opção tarifária i de BTN, prevista para

o ano t

TPciBTN,t

TVCF Preço da potência contratada dos fornecimentos na opção tarifária i de BTN, no

ano t

WhiBTN,t Energia ativa fornecida no período horário h na opção tarifária i de BTN, prevista

para o ano t

TWhiBTN,t

TVCF Preço da energia ativa no período horário h, na opção tarifária i de BTN, no ano

t.


193

2 - As quantidades a considerar no cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais

em BTN são determinadas pelo número de clientes em BTN, pelas potências contratadas e

energias ativas por período tarifário relativas aos fornecimentos a clientes em BTN do

comercializador de último recurso, discriminadas por opção tarifária, previstas para o ano t.

3 - Os preços das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN devem resultar da

soma dos preços das tarifas por atividade, aplicáveis em cada opção tarifária, pelos

comercializadores de último recurso: tarifa de Energia, tarifa de Uso Global do Sistema, tarifa de

Uso da Rede de Transporte, tarifas de Uso da Rede de Distribuição e tarifa de Comercialização,

acrescidas de um fator de atualização.

4 - Os preços das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN são estabelecidos

anualmente, podendo ser revistos nos termos da legislação aplicável.

Artigo 146.º

Metodologia de cálculo das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em AT, MT e

BTE

1 - Durante a vigência do período transitório, as tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais

em AT, MT e BTE são determinadas pela soma da tarifa de Energia, da tarifa de Comercialização

e da tarifa de Acesso às Redes, em cada nível de tensão, acrescidas de um fator de atualização.

2 - Os preços das tarifas transitórias referidas no número anterior são estabelecidos

anualmente, podendo ser revistos nos termos da legislação aplicável.

Artigo 147.º

Mecanismo de limitação de acréscimos resultantes da convergência para tarifas

aditivas

1 - A aplicação do sistema tarifário aditivo às tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em

BTN dos comercializadores de último recurso nos termos do n.º 3 - do Artigo 145.º, deve ser

efetuada de forma gradual, através da utilização do mecanismo estabelecido no presente artigo.

2 - Para efeitos de convergência para tarifas aditivas, calcula-se a seguinte variação tarifária

para fornecimentos em BTN:

δBTN=RBTN,t

TVCF

∑ ∑ Txi t-1×Qxi txi

(171)


194

e

RBTN,tTVCF

= Txi txi

×Qxi t (172)

com:

i Opção tarifária i dos fornecimentos em BTN

x Termo tarifário X da opção tarifária i, dos fornecimentos em BTN

em que:

δBTN Variação tarifária das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais para

fornecimentos em BTN

RBTN,tTVCF

Proveitos a recuperar pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN, no ano t

Txit Preço do termo tarifário x da opção tarifária i, dos fornecimentos em BTN, no

ano t

Qxi t Quantidade do termo tarifário x da opção tarifária i, dos fornecimentos em BTN,

no ano t.

3 - Para efeitos de determinação das variações dos preços de cada opção tarifária

calculam-se as variações de preços associadas à aplicação de tarifas aditivas de acordo com a


δxi a=

Txi ta

Txi t-1

(173)

em que:

δxia Variação do preço do termo tarifário x, da opção tarifária i, dos fornecimentos

em BTN, associada à aplicação de tarifas aditivas

Txita Preço do termo tarifário x da opção tarifária i, dos fornecimentos em BTN,

resultante da aplicação de tarifas aditivas, no ano t.

4 - Os preços de cada opção tarifária são determinados de acordo com as seguintes

expressões:

Txi t=δxi×Txi t-1 (174)


195

com:

δxi=Min δxia;θxi se δxi

a≥δBTN (175)

δxi=δBTN kdxi× δBTN δxia se δxi

a<δBTN (176)

onde os parâmetros kdxi são determinados por forma a serem recuperados os proveitos

associados às tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais em BTN, estabelecidos no

Artigo 145.º,

em que:

δxi Variação do preço do termo tarifário x, da opção tarifária i, dos fornecimentos

em BTN

θxi Fator que estabelece o limite máximo da variação de cada preço, da opção

tarifária i, dos fornecimentos em BTN, no ano t

kdxi Parâmetro que traduz a proporção da descida tarifária relativa dos preços da

opção tarifária i associada à aplicação de tarifas aditivas.

Artigo 148.º

Ajustamentos resultantes da convergência para um sistema tarifário aditivo

1 - A existência de tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais com preços diferentes dos que

resultam da aplicação do princípio da aditividade, nos termos estabelecidos no artigo anterior,

conduz à necessidade de ajustar os proveitos faturados por aplicação das tarifas transitórias de

Venda a Clientes Finais aos proveitos permitidos e a recuperar pelo comercializador de último

recurso, através do estabelecido no presente artigo.

2 - Os ajustamentos resultantes da convergência para um sistema tarifário aditivo, a incorporar

nos custos com a atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do comercializador de último

recurso no ano t e previstos no Artigo 97.º, são dados pelas seguintes expressões:

∆t-1TVCF

= Rt-1TVCF

RE,t-1CR

+RUGS,t-1CR

+RURT,t-1CR

+RURD,t-1CR

+RC,t-1CR

× 1+it-1E +δt-1

100

(177)

em que:

∆t-1TVCF

Valor previsto para o ajustamento resultante da convergência para tarifas

aditivas, no ano t-1, a incorporar nos proveitos do ano t.


196

Rt-1TVCF

Proveitos previstos obter pelo comercializador de último recurso por aplicação

das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais, no ano t-1

RE,t-1CR


da tarifa de Energia, no ano t-1

RUGS,t-1CR


da tarifa de Uso Global do Sistema, no ano t-1

RURT,t-1CR


das tarifas de Uso da Rede de Transporte, no ano t-1

RURD,t-1CR


das tarifas de Uso da Rede de Distribuição, no ano t-1

RC,t-1CR


das tarifas de Comercialização, no ano t-1




∆t-2TVCF= Rft-2

TVCF RCVEE,t-2CR +RUGS,t-2

CR +RURT,t-2CR +RURD,t-2

CR +RC,t-2CR × 1+

it-2E +δt-2

100-∆prov

TVCF × 1+it-1E +δt-1

100

(178)

em que:

∆t-2TVCF Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas, no ano t-2, a

incorporar nos proveitos do ano t

Rft-2TVCF Proveitos faturados pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais, no ano t-2

RCVEE,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso por aplicação da tarifa

de Energia, no ano t-2

RUGS,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso por aplicação da tarifa

de Uso Global do Sistema, no ano t-2


197

RURT,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas de Uso da Rede de Transporte, no ano t-2

RURD,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas de Uso da Rede de Distribuição, no ano t-2

RC,t-2CR Proveitos obtidos pelo comercializador de último recurso por aplicação das

tarifas de Comercialização, no ano t-2


diários do ano t-2


∆provTVCF Ajustamento provisório calculado no ano t-2 e incluído nos proveitos do ano em

curso como sendo ∆t-1TVCF




Secção VII

Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA

Artigo 149.º

Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA

1 - Os preços das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA são calculados por forma a que o

seu produto pelas quantidades definidas no n.º 2 - proporcione o montante de proveitos a

recuperar pela concessionária do transporte e distribuição da RAA, no âmbito dos fornecimentos

a clientes finais da RAA de acordo com a seguinte expressão:

RtTVCFA

=RAGS,tA

+RD,tA

+RC,tA

+SRAAt (179)

em que:

RtTVCFA

Proveitos previstos obter pela concessionária do transporte e distribuição da

RAA por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA, no ano t


198

RAGS,tA

Proveitos previstos obter por aplicação aos fornecimentos a clientes finais da

RAA das seguintes tarifas, no ano t: tarifa de Energia, tarifa de Uso Global do

Sistema, tarifa de Uso da Rede de Transporte

RD,tA


RAA das tarifas de Uso da Rede de Distribuição, no ano t

RC,tA


RAA da tarifa de Comercialização, no ano t

SRAAt Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso


RAA, no ano t, a determinar de modo a que as tarifas na RAA recuperem os

mesmos proveitos que resultariam da aplicação dos preços de venda a clientes

finais de Portugal continental, às quantidades previstas para esse ano na RAA,

com as especificidades e restrições legais da região autónoma, e observando o

disposto no n.º 5 - do Artigo 150.º

e

RtTVCFA

= Whin,t

hin

×TWhin,t

TVCFA +Pcin,t×TPcin,t

TVCFA+Ppin,t×TPpin,t

TVCFA+NCin,t×TFn,t

TVCFA+

+Wrcin,t×TWrcin,t

TVCFA+Wriin,t×TWriin,t

TVCFA + PciBTN,t

i

×TPciBTN,t

TVCFA+ Wh'iBTN,t

h'

×TWh'iBTN,t

TVCFA

(180)

com:

n Nível de tensão ou tipo de fornecimento n (n = MT e BTE)

i Opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de fornecimento n


h’ Período horário h’ (h’ = horas de ponta, cheias e vazio para as tarifas tri-horárias,

ou h’ = horas fora de vazio e vazio para as tarifas bi-horárias, ou h’ = sem

diferenciação horária para a tarifa simples)

em que:

Whin,t Energia ativa fornecida no período horário h, na opção tarifária i, no nível de

tensão ou tipo de fornecimento n, prevista para o ano t


199

TWhin,t

TVCFA Preço da energia ativa no período horário h, na opção tarifária i, no nível de

tensão ou tipo de fornecimento n, no ano t

Pcin,t Potência contratada na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de

fornecimento n, prevista para o ano t

TPcin,t

TVCFA Preço da potência contratada na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de

fornecimento n, no ano t

Ppin,t Potência em horas de ponta na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TPpin,t

TVCFA Preço da potência em horas de ponta na opção tarifária i, no nível de tensão ou

tipo de fornecimento n, no ano t

NCin,t Somatório do número de clientes em cada mês na opção tarifária i, no nível de

tensão ou tipo de fornecimento n, previsto para o ano t

TFn,tTVCFA Preço do termo tarifário fixo no nível de tensão ou tipo de fornecimento n, no

ano t

Wrcin,t Energia reativa capacitiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TWrcin,t

TVCFA Preço da energia reativa capacitiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou


Wriin,t Energia reativa indutiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TWriin,t

TVCFA Preço da energia reativa indutiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo

de fornecimento n, no ano t


o ano t

TPciBTN,t

TVCFA Preço da potência contratada dos fornecimentos na opção tarifária i de BTN, no

ano t

Wh'iBTN,t Energia ativa no período horário h’ na opção tarifária i de BTN, prevista para o

ano t


200

TWh'iBTN,t

TVCFA Preço da energia ativa entregue no período horário h’, na opção tarifária i de

BTN, no ano t.

2 - As quantidades a considerar no cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA são

determinadas pelo número de clientes, pelas potências contratadas, potências em horas de

ponta, energias ativas e reativas por período tarifário relativos aos fornecimentos a clientes finais

da RAA, discriminadas por opção tarifária e nível de tensão, previstos para o ano t.

3 - A estrutura dos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA em MT, BTE e BTN

deve resultar da estrutura dos preços de venda a clientes finais de Portugal continental,

aplicáveis a fornecimentos em MT, BTE e BTN, respetivamente, determinados tendo em conta:

(i) os resultados da monitorização dos preços de eletricidade praticados no mercado, (ii) as

variações das tarifas de Acesso às Redes e (iii) as variações dos preços de energia nos

mercados grossistas.

4 - Os preços das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA são estabelecidos anualmente.

Artigo 150.º

Mecanismo de convergência das tarifas da RAA para os preços de venda a clientes

finais de Portugal continental

1 - A aplicação do sistema tarifário de Portugal continental às tarifas de Venda a Clientes Finais

na RAA nos termos do número 3 - do Artigo 149.º, deve ser efetuada de forma gradual, através

da utilização do mecanismo estabelecido no presente artigo.

2 - Para efeitos de convergência para os preços de venda a clientes finais de Portugal

continental, calculam-se as seguintes variações tarifárias:

a) Variação tarifária global

δA=Rt

TVCFA

∑ ∑ ∑ Txin,t-1

A ×Qxin,t

Axin

(181)

com:

n Nível de tensão ou tipo de fornecimento n (n = agregado de todos os níveis de

tensão e tipo de fornecimento ou MT, BTE e BTN)



201

x Termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de fornecimento

n

em que:

δA Variação tarifária global das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA

RtTVCFA

Proveitos previstos obter pela concessionária do transporte e distribuição da

RAA por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA, no ano t, de

acordo com o n.º 1 - do Artigo 149.º

Txin,t-1

A Preço do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de

fornecimento n, no ano t-1

Qxin,t

A Quantidade do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de

fornecimento n, no ano t.

b) Variação tarifária global na RAA associada à aplicação dos preços de venda a clientes finais

de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento

δcA=∑ ∑ ∑ Txin,t

c ×Qxin,t

Axin

∑ ∑ ∑ Txin,t-1

A ×Qxin,t

Axin

(182)

em que:

δcA Variação tarifária global na RAA associada à aplicação dos preços de venda a

clientes finais de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento

Txin,t-1



Txin,t

c Preço do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de

fornecimento n, aplicável em Portugal continental para o mesmo tipo de


Qxin,t

A Quantidade do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de


c) Variação por tipo de fornecimento associada à aplicação dos preços de venda a clientes

finais de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento

δncA

=∑ ∑ Txin,t

c ×Qxin,t

Ax

∑ ∑ Txin,t-1

A ×Qxin,t

Ax

×δA

δcA (183)


202

em que:

δncA

Variação tarifária do tipo de fornecimento n, associada à aplicação dos preços

de venda a clientes finais de Portugal continental para o mesmo tipo de

fornecimento.

3 - Para efeitos de determinação das variações dos preços de cada opção tarifária calculam-se

as variações de preços associadas à aplicação dos preços de venda a clientes finais de Portugal

continental para o mesmo tipo de fornecimento, de acordo com a seguinte expressão:

δxi,ncA

= Txin,t

c

Txin,t-1

A ×δA

δ cA

(184)

em que:

δxi,ncA

Variação do preço do termo tarifário x, da opção tarifária i do nível de tensão ou

tipo de fornecimento n, associada à aplicação dos preços de venda a clientes

finais de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento, escalados por

forma a obter-se a variação tarifária global.


expressões:

Txin,t

A =δxi,nA ×Txin,t-1

A (185)

com:

δxi,nA =Min δxi,n

cA ; θxi,n

A se δxi,n cA≥ δn

cA (186)

δxi,nA = δn

cAkdxi

A× δncA

δxi,ncA

se δxi,ncA

<δncA

(187)

onde os parâmetros kdxiA são determinados por forma a serem recuperados os proveitos totais

associados às tarifas de Venda a Clientes Finais estabelecidos no Artigo 149.º,

em que:

Txin,t



δxi,nA Variação do preço do termo tarifário x, da opção tarifária i do nível de tensão ou

tipo de fornecimento n


203

θxi,nA Fator que estabelece o limite máximo da variação de cada preço da opção

tarifária i do nível de tensão ou tipo de fornecimento n, no ano t

kdxiA Parâmetro que traduz a proporção da descida tarifária relativa dos preços da

opção tarifária i associada à aplicação dos preços de venda a clientes finais de

Portugal continental.

5 - A determinação das tarifas a vigorar na RAA, no âmbito do presente artigo, deve respeitar o

princípio da convergência tarifária com Portugal continental, sendo que o valor a recuperar por

aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais na RAA não deve ser inferior ao que resulta da

aplicação dos preços de venda a clientes finais em Portugal continental equivalentes, do ano t,

às quantidades previstas para esse ano na RAA.

Artigo 151.º

Ajustamentos resultantes da convergência tarifária nacional na RAA

1 - A existência de tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA com preços transitoriamente

diferentes dos que resultam da aplicação do princípio da uniformidade tarifária, nos termos

estabelecidos no artigo anterior, conduz à necessidade de ajustar os proveitos faturados por

aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA aos proveitos a recuperar pela

concessionária do transporte e distribuição da RAA, através do estabelecido no presente artigo.

2 - Os ajustamentos resultantes da convergência para um sistema tarifário nacional a incorporar

nos proveitos relativos à aquisição de energia elétrica e gestão do sistema a recuperar pela

concessionária do transporte e distribuição da RAA no ano t são dados pela seguinte expressão:

∆t-2TVCFA=Rt-2

TVCFA RAGS,t-2A +RD,t-2

A +RC,t-2A SRAAt-2 (188)

em que:

∆t-2TVCFA Ajustamento resultante da convergência para tarifas nacionais na RAA, no ano

t-2, a incorporar nos proveitos do ano t

Rt-2TVCFA Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuição da RAA por

aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA aos fornecimentos a

clientes da RAA, no ano t-2


204

RAGS,t-2A Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuição da RAA por

aplicação aos fornecimentos a clientes finais da RAA das tarifas à entrada da

rede de distribuição, no ano t-2: tarifa de Energia, tarifa de Uso Global do


RD,t-2A Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuição da RAA por

aplicação aos fornecimentos a clientes finais da RAA das tarifas de Uso da Rede

de Distribuição, no ano t-2

RC,t-2A Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuição da RAA por

aplicação aos fornecimentos a clientes finais da RAA da tarifa de

Comercialização, no ano t-2

SRAAt-2 Custos com a convergência tarifária da RAA não incorporados na tarifa de Uso


RAA, no ano t-2.

Secção VIII

Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM

Artigo 152.º

Metodologia de cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM

1 - Os preços das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM são calculados por forma a que o

seu produto pelas quantidades definidas no n.º 2 - proporcione o montante de proveitos a

recuperar pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, no âmbito dos

fornecimentos a clientes finais da RAM de acordo com a seguinte expressão:

RtTVCFM

=RAGS,tM

+RD,tM

+RC,tM

+SRAMt (189)

em que:

RtTVCFM

Proveitos previstos obter pela concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM,

no ano t

RAGS,tM


RAM das seguintes tarifas, no ano t: tarifa de Energia, tarifa de Uso Global do



205

RD,tM


RAM das tarifas de Uso da Rede de Distribuição, no ano t

RC,tM


RAM da tarifa de Comercialização em Portugal continental, no ano t

SRAMt Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso


RAM, no ano t, a determinar de modo a que as tarifas na RAM recuperem os

mesmos proveitos que resultariam da aplicação dos preços de venda a clientes

finais de Portugal continental às quantidades previstas para esse ano na RAM,

com as especificidades e restrições legais da região autónoma, e observando o

disposto no n.º 5 - do Artigo 153.º

e

RtTVCFM

= Whin,t

hin

×TWhin,t

TVCFM +Pcin,t×TPcin,t

TVCFM+Ppin,t×TPpin,t

TVCFM+NCin,t×TFn,t

TVCFM+

+Wrcin,t×TWrcin,t

TVCFM+Wriin,t×TWriin,t

TVCFM + PciBTN,t

i

×TPciBTN,t

TVCFM+ Wh'iBTN,t

h'

×TWh'iBTN,t

TVCFM

(190)

com:

n Nível de tensão ou tipo de fornecimento n (n = MT e BTE)



h’ Período horário h’ (h’ = horas de ponta, cheias e vazio para as tarifas tri-horárias

ou h’ = horas fora de vazio e vazio para as tarifas bi-horárias ou

h’ = sem diferenciação horária para a tarifa simples)

em que:

Whin,t Energia ativa fornecida no período horário h, na opção tarifária i, no nível de

tensão ou tipo de fornecimento n, prevista para o ano t

TWhin,t

TVCFM Preço da energia ativa no período horário h, na opção tarifária i, no nível de

tensão ou tipo de fornecimento n, no ano t


206

Pcin,t Potência contratada na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TPcin,t

TVCFM Preço da potência contratada na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


Ppin,t Potência em horas de ponta na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TPpin,t

TVCFM Preço da potência em horas de ponta na opção tarifária i, no nível de tensão ou


NCin,t Somatório do número de clientes em cada mês na opção tarifária i, no nível de

tensão ou tipo de fornecimento n, previsto para o ano t

TFn,tTVCFM Preço do termo tarifário fixo no nível de tensão ou tipo de fornecimento n, no

ano t

Wrcin,t Energia reativa capacitiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TWrcin,t

TVCFM Preço da energia reativa capacitiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou


Wriin,t Energia reativa indutiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo de


TWriin,t

TVCFM Preço da energia reativa indutiva na opção tarifária i, no nível de tensão ou tipo

de fornecimento n, no ano t


o ano t

TPciBTN,t

TVCFM Preço da potência contratada dos fornecimentos na opção tarifária i de BTN, no

ano t

Wh'iBTN,t Energia ativa fornecida no período horário h’ na opção tarifária i de BTN, prevista

para o ano t

TWh'iBTN,t

TVCFM Preço da energia ativa entregue no período horário h’, na opção tarifária i de

BTN, no ano t.


207

2 - As quantidades a considerar no cálculo das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM são

determinadas pelo número de clientes, pelas potências contratadas, potências em horas de

ponta, energias ativas e reativas por período tarifário relativos aos fornecimentos a clientes finais

da RAM, discriminadas por opção tarifária e nível de tensão, previstos para o ano t.

3 - A estrutura dos preços das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM em MT, BTE e BTN

deve resultar da estrutura dos preços de venda a clientes finais de Portugal continental,

aplicáveis a fornecimentos em MT, BTE e BTN, respetivamente, determinados tendo em conta:

(i) os resultados da monitorização dos preços de eletricidade praticados no mercado, (ii) as

variações das tarifas de Acesso às Redes e (iii) as variações dos preços de energia nos

mercados grossistas.

4 - Os preços das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM são estabelecidos anualmente.

Artigo 153.º

Mecanismo de convergência das tarifas da RAM para os preços de venda a clientes

finais de Portugal continental

1 - A aplicação do sistema tarifário de Portugal continental às tarifas de Venda a Clientes Finais

da RAM nos termos do número e 3 - do Artigo 152.º, deve ser efetuada de forma gradual, através

da utilização do mecanismo estabelecido no presente artigo.

2 - Para efeitos de convergência para os preços de venda a clientes finais de Portugal

continental, calculam-se as seguintes variações tarifárias:

a) Variação tarifária global

δM=Rt

TVCFM

∑ ∑ ∑ Txin,t-1

M ×Qxin,t

Mxin

(191)

com:

n Nível de tensão ou tipo de fornecimento n (n = agregado de todos os níveis de

tensão e tipo de fornecimento ou MT, BTE e BTN)



208

x Termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de fornecimento

n

em que:

δM Variação tarifária global das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM

RtTVCFM

Proveitos previstos obter pela concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM,

de acordo com o n.º 1 - do Artigo 152.º.

Txin,t-1

M Preço do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de


Qxin,t

M Quantidade do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de


b) Variação tarifária global na RAM associada à aplicação dos preços de venda a clientes finais

de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento

δcM=∑ ∑ ∑ Txin,t

c ×Qxin,t

Mxin

∑ ∑ ∑ Txin,t-1

M ×Qxin,t

Mxin

(192)

em que:

δcM Variação tarifária global na RAM associada à aplicação dos preços de venda a

clientes finais de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento

Txin,t-1



Txin,t

c Preço do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de

fornecimento n, aplicável em Portugal continental para o mesmo tipo de


Qxin,t

M Quantidade do termo tarifário x da opção tarifária i do nível de tensão ou tipo de


c) Variação por tipo de fornecimento associada à aplicação dos preços de venda a clientes

finais de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento

δncM

=∑ ∑ Txin,t

c ×Qxin,t

Mx

∑ ∑ Txin,t-1

M ×Qxin,t

Mx

×δM

δcM (193)


209

em que:

δncM

Variação tarifária do tipo de fornecimento n, associada à aplicação dos preços

de venda a clientes finais de Portugal continental para o mesmo tipo de

fornecimento.

3 - Para efeitos de determinação das variações dos preços de cada opção tarifária

calculam-se as variações de preços associadas à aplicação dos preços de venda a clientes finais

de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento, de acordo com a seguinte expressão:

δxi,ncM

= Txin,t

c

Txin,t-1

M ×δM

δ cM

(194)

em que:

δxi,ncM

Variação do preço do termo tarifário x, da opção tarifária i do nível de tensão ou

tipo de fornecimento n, associada à aplicação dos preços de venda a clientes

finais de Portugal continental para o mesmo tipo de fornecimento escalados por

forma a obter-se a variação tarifária global.


expressões:

Txin,t

M = δxi,nM × Txin,t-1

M (195)

com:

δxi,nM =Min δxi,n

cM ; θxi,n

M se δxi,ncM

≥ δn c

M

(196)

δxi,nM = δn

cM

kdxiM× δn

cM

δxi,ncM

se δxi,ncM

<δn c

M

(197)

onde os parâmetros kdxiM são determinados por forma a serem recuperados os proveitos totais

associados às tarifas de Venda a Clientes Finais estabelecidos no Artigo 152.º,

em que:

Txin,t



δxi,nM Variação do preço do termo tarifário x, da opção tarifária i do nível de tensão ou

tipo de fornecimento n


210

θxi,nM Fator que estabelece o limite máximo da variação de cada preço da opção

tarifária i do nível de tensão ou tipo de fornecimento n, no ano t

kdxiM Parâmetro que traduz a proporção da descida tarifária relativa dos preços da

opção tarifária i associada à aplicação dos preços de venda a clientes finais de

Portugal continental.

5 - A determinação das tarifas a vigorar na RAM, no âmbito do presente artigo, deve respeitar o

princípio da convergência tarifária com Portugal continental, sendo que o valor a recuperar por

aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais na RAM não deve ser inferior ao que resulta da

aplicação dos preços de venda a clientes finais em Portugal continental equivalentes, do ano t,

às quantidades previstas para esse ano na RAM.

Artigo 154.º

Ajustamentos resultantes da convergência tarifária nacional na RAM

1 - A existência de tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM com preços transitoriamente

diferentes dos que resultam da aplicação do princípio da uniformidade tarifária, nos termos

estabelecidos no artigo anterior, conduz à necessidade de ajustar os proveitos faturados por

aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM aos proveitos a recuperar pela

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, através do estabelecido no

presente artigo.

2 - Os ajustamentos resultantes da convergência para um sistema tarifário nacional a incorporar

nos proveitos relativos à aquisição de energia elétrica e gestão do sistema a recuperar pela

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM no ano t, são dados pela seguinte

expressão:

∆t-2TVCFM = Rt-2

TVCFM RAGS,t-2M + RD,t-2

M + RC,t-2M ‐ SRAMt-2 (198)

em que:

∆t-2TVCFM Ajustamento resultante da convergência para tarifas nacionais na RAM, no ano

t-2 a incorporar nos proveitos do ano t.

Rt-2TVCFM Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM por aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM aos

fornecimentos a clientes da RAM, no ano t-2


211

RAGS,t-2M Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM por aplicação aos fornecimentos a clientes finais da RAM das tarifas à

entrada da rede de distribuição, no ano t-2: tarifa de Energia, tarifa de Uso

Global do Sistema, tarifa de Uso da Rede de Transporte

RD,t-2M Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM por aplicação aos fornecimentos a clientes finais da RAM das tarifas de

Uso da Rede de Distribuição, no ano t-2

RC,t-2M Proveitos obtidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM por aplicação aos fornecimentos a clientes finais da RAM da tarifa de

Comercialização em Portugal continental, no ano t-2

SRAMt-2 Custos com a convergência tarifária da RAM não incorporados na tarifa de Uso


RAM, no ano t-2.


213

Capítulo VI

Procedimentos

Secção I

Disposições Gerais

Artigo 155.º

Frequência de fixação das tarifas

1 - As tarifas estabelecidas nos termos do presente Regulamento são fixadas uma vez por ano,

salvo o disposto no n.º 3 - e sem prejuízo das revisões previstas no Decreto-Lei n.º 240/2004, de

27 de dezembro.

2 - Os procedimentos associados à fixação e atualização das tarifas são definidos na

Secção VII.

3 - A título excecional, por decisão da ERSE, pode ocorrer uma revisão antecipada.

4 - Os procedimentos associados a uma fixação excecional são definidos na Secção VIII.

Artigo 156.º

Período de regulação

1 - O período de regulação em Portugal continental e nas Regiões Autónomas dos Açores e da

Madeira é de três anos.

2 - Para cada período de regulação são fixados os valores dos parâmetros incluídos nas

expressões que estabelecem os montantes de proveitos permitidos em cada uma das atividades

da entidade concessionária da RNT, da entidade concessionária da RND, do comercializador de

último recurso, da concessionária do transporte e distribuição da RAA e da concessionária do


3 - Para além dos parâmetros definidos no número anterior, são fixados os valores de outros

parâmetros referidos no presente Regulamento, designadamente os relacionados com a

estrutura das tarifas.

4 - Os procedimentos associados à fixação normal dos parâmetros, prevista nos n.os 2 - e 3 -,

são definidos na Secção IX.


214

5 - A título excecional, podem ser revistos os parâmetros de um dado período no decorrer do

referido período.

6 - Os procedimentos associados à revisão excecional prevista no número anterior são definidos

na Secção X.

Secção II

Informação periódica a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da

RNT

Artigo 157.º

Informação a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da RNT

1 - A entidade concessionária da RNT deve apresentar à ERSE as contas reguladas elaboradas

de acordo com o presente Regulamento e com as regras estabelecidas nas normas e

metodologias complementares aprovadas pela ERSE, incluindo toda a informação que permita

identificar, de forma clara, os custos, proveitos, ativos, passivos e capitais próprios associados

às atividades do Agente Comercial e do operador da rede de transporte em Portugal continental,

bem como os restantes elementos necessários à aplicação do presente Regulamento.

2 - A entidade concessionária da RNT deve apresentar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, as

contas reguladas verificados no ano anterior (t-2), incluindo balanço, demonstração de resultados

e os investimentos, por atividade, acompanhados por um relatório elaborado por uma empresa

de auditoria comprovando que as contas e as regras contabilísticas para efeitos de regulação se

encontram nos termos do estabelecido no presente Regulamento e nas normas e metodologias

complementares.

3 - O relatório de auditoria referido no número anterior deve incluir um anexo justificativo dos

ajustamentos efetuados às contas estatutárias no apuramento das contas reguladas, cujo

modelo será definido numa norma complementar ao presente Regulamento.

4 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até dia 31 de julho de cada ano as

operações realizadas com entidades do Grupo, e os respetivos montantes associados a cada

atividade, Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial, Gestão Global do Sistema

e Transporte de Energia Elétrica do operador da rede de transporte, de acordo com a seguinte

desagregação:

a) Breve descrição da operação.

b) Natureza do custo/proveito.

c) Entidade contraparte.


215

d) Montantes envolvidos, por atividade, e respetivos critérios de imputação, quando aplicável.

e) Metodologia de preço da operação.

5 - A entidade concessionária da RNT deve apresentar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, um

relatório de desempenho relativo à captação e gestão de fundos comunitários onde se detalhe

os custos associados a este processo, bem como os resultados alcançados.

6 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até 30 de junho de cada ano, as

contas estatutárias, aprovadas na última Assembleia Geral, bem como a respetiva certificação

legal de contas.

7 - As contas reguladas a enviar à ERSE pela entidade concessionária da RNT, até 15 de junho

de cada ano, devem conter a seguinte informação:

a) Estimativa do balanço, da demonstração de resultados e do orçamento de investimentos,

por atividade, para o ano em curso (t-1).

b) Valores previsionais do balanço, da demonstração de resultados e dos investimentos, por

atividade, para o ano seguinte (t).

8 - A pormenorização da informação referida nos n.os 2 - e 7 - deve obedecer ao estabelecido


9 - Os valores do balanço e da demonstração de resultados para o ano seguinte (t) são

elaborados considerando que se mantêm em vigor as tarifas estabelecidas para o ano em curso

(t-1).

10 - Os investimentos referidos nos n.os 2 - e 7 -, para além dos valores em euros, devem ser

acompanhados por uma caracterização física das obras, com indicação das datas de entrada

em exploração.

11 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, o

balanço de energia elétrica relativo ao ano anterior (t-2).

12 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até 15 de junho de cada ano, os

balanços de energia elétrica relativos ao ano em curso (t-1) e ao ano seguinte (t).

13 - Os balanços de energia elétrica referidos no n.º 11 - e no n.º 12 - devem conter a informação

relativa às entregas dos produtores à RNT e à RND, suficientemente discriminada por nível de

tensão e em energia ativa por período tarifário.

14 - O balanço de energia elétrica verificado no ano anterior (t-2) referido no n.º 11 - e com vista

à fixação anual de tarifas, deve conter a seguinte informação suficientemente discriminada por


216

nível de tensão em energia ativa por período tarifário, potência contratada, potência em horas de

ponta, energia reativa indutiva e capacitiva:

a) Entregas de energia elétrica ao distribuidor vinculado em MT e AT.

b) Aquisição de energia elétrica a produtores com contratos de aquisição de energia elétrica.

15 - O operador da rede de transporte em Portugal continental, tendo em atenção os valores das

variáveis relevantes para o cálculo dos custos marginais definidos pela ERSE deve enviar, até

15 de junho de cada ano, os valores relativos aos custos incrementais de transporte de energia

elétrica estabelecidos no Capítulo V, devendo a informação referida ser suficientemente

detalhada de modo a possibilitar a repercussão da estrutura dos custos marginais na estrutura

das tarifas reguladas.

16 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até 15 de junho de cada ano, a

proposta de orçamento e cronograma para o processo de captação e gestão de fundos

comunitários descriminada por atividade ou projeto.

17 - Para efeitos de aceitação dos custos relacionados com a promoção da qualidade do

ambiente, a entidade concessionária da RNT deve apresentar à ERSE um “Plano de Promoção

do Desempenho Ambiental” de acordo com o previsto na Secção VII do Capítulo IV.

18 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE:

a) até 1 de maio de cada ano, informação sobre os custos com o mecanismo de garantia de

potência, verificados no ano t-2,

b) até 15 de junho de cada ano, a informação sobre os custos com o mecanismo de garantia

de potência estimados para o ano t-1 e previstos para o ano t.

19 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, o

justificativo, do movimento global da conta de correção de hidraulicidade, referente ao ano

anterior (t-2), acompanhado de um relatório de um auditor independente.

20 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE, até 15 de junho de cada ano,

informação sobre os movimentos mensais da correção de hidraulicidade, estimados para o ano

t-1.

21 - A entidade concessionária da RNT deve enviar à ERSE:

a) até 1 de maio de cada ano, informação sobre os quilómetros de rede em exploração e o

número de painéis instalados nas subestações, no ano t-2,

b) até 15 de junho de cada ano, a variação dos quilómetros de rede em exploração e do

número de painéis nas subestações estimada para o ano t-1 e prevista para o ano t,


217

c) até 15 de junho do ano anterior a um novo período de regulação, informação pormenorizada

que permita calcular os custos incrementais de exploração associados aos elementos de

rede referidos na alínea anterior.

22 - Em sede de definição da componente de alisamento dos CMEC, a ERSE poderá solicitar à

entidade concessionária da RNT a sua melhor previsão quanto ao valor da parcela de acerto dos

CMEC do ano seguinte, bem como a informação que lhe permita estimar este valor.

Artigo 158.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica

do Agente Comercial

1 - O Agente Comercial, relativamente à atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica, deve

apresentar para cada ano a seguinte repartição de custos:

a) Custos mensais, fixos e variáveis, de aquisição de energia elétrica desagregados pelos

diferentes itens definidos nos respetivos contratos de aquisição de energia elétrica.

b) Custos mensais com serviços de sistema desagregados por tipo e por produtores.

c) Custos de funcionamento associados à atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica,

com a desagregação que permita identificar os vários tipos de custos.

d) Outros custos, designadamente custos com pagamento da tarifa de Uso da Rede de

Transporte imputados aos produtores.


apresentar para cada ano os proveitos, por hora e por modalidade de venda, decorrentes da

venda de energia elétrica nos mercados organizados, incluindo o preço dos mercados

organizados nessa hora.


apresentar para cada mês, a informação devidamente desagregada relativa a outros proveitos

obtidos no âmbito desta atividade.

4 - O Agente Comercial deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano a seguinte informação

relativa ao balanço de energia elétrica:

a) Quantidades mensais adquiridas por produtor com contrato de aquisição de energia elétrica.

b) Quantidades vendidas nos mercados organizados, por hora.

5 - O Agente Comercial deve enviar à ERSE:

a) até 1 de maio de cada ano, informação sobre as licenças de emissão de CO2 atribuídas às

centrais com CAE e as quantidades emitidas, no ano anterior t-2.


218

b) até 15 de junho de cada ano, informação sobre as licenças de emissão de CO2 atribuídas

às centrais com CAE e as quantidades emitidas para o ano t-1.

Artigo 159.º

Informação a fornecer à ERSE no âmbito da exploração da Zona Piloto para a

produção de energia elétrica a partir da energia das ondas

1 - A concessionária da Zona Piloto deve apresentar à ERSE as contas reguladas de acordo

com o presente Regulamento e com as regras estabelecidas nas normas e metodologias

complementares a emitir pela ERSE, incluindo toda a informação que permita identificar, de

forma clara, os custos, proveitos, ativos, passivos e capitais próprios associados à exploração

da Zona Piloto.

2 - A concessionária da Zona Piloto deve entregar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, as

contas reguladas verificadas no ano anterior (t-2), incluindo balanço, demonstração de resultados

e os investimentos acompanhados por um relatório elaborado por uma empresa de auditoria

comprovando que as contas e regras contabilísticas para efeitos de regulação se encontram nos

termos do estabelecido no presente regulamento e nas normas e metodologias complementares

a publicar pela ERSE.




4 - A concessionária da Zona Piloto deve enviar à ERSE, até 30 de junho de cada ano, as contas

estatutárias, aprovadas na última Assembleia Geral, bem como a respetiva certificação legal de

contas.

5 - As contas reguladas a enviar à ERSE pela concessionária da Zona Piloto, até 15 de junho

de cada ano, devem conter a estimativa do balanço, da demonstração de resultados e do

orçamento de investimentos para o ano em curso (t-1).

6 - Para cumprimento do estabelecido na cláusula 22.ª do Contrato de Concessão, a

concessionária da Zona Piloto deve apresentar à ERSE a informação, relativa ao ano t-2, que

permita identificar, de forma clara, as receitas previstas na cláusula 18.ª do Contrato de

Concessão, os custos previstos no número 3 da cláusula 17.ª do Contrato de Concessão, bem

como os custos de financiamento da Concessionária.


219

Artigo 160.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Gestão Global do Sistema

1 - O operador da rede de transporte em Portugal continental, relativamente à atividade de

Gestão Global do Sistema, deve apresentar para cada ano a repartição de custos associados à

gestão do sistema.

2 - Os custos referidos no número anterior devem ser discriminados por forma a evidenciar as

seguintes rubricas:

a) Amortizações relativas ao imobilizado aceite para regulação.

b) Amortizações relativas aos terrenos afetos ao domínio público hídrico.

c) Amortizações relativas aos terrenos afetos às zonas de proteção hídricas.

d) Custos associados à utilização da rede de telecomunicações imputados à atividade de

Gestão Global do Sistema.

e) Sobrecusto com a convergência tarifária por Região Autónoma.

f) Informação dos custos para a manutenção do equilíbrio contratual a enviar, de acordo com

o Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27 de dezembro.

g) Custos com contratos de interruptibilidade com desagregação que permita identificar os

custos associados aos diferentes enquadramentos legais da interruptibilidade.

h) Outros custos do exercício associados à atividade de Gestão Global do Sistema, com a

desagregação que permita identificar os vários tipos de custos.

i) Custos relativos ao “Plano de Promoção da Eficiência no Consumo” aprovados pela ERSE,

de acordo com o estabelecido na Secção XI do Capítulo IV.

j) Custos com a gestão dos “Planos de Promoção do Desempenho Ambiental” aprovados pela

ERSE, de acordo com o estabelecido na Secção VII do Capítulo IV.

k) Movimentos mensais da correção de hidraulicidade.


Gestão Global do Sistema, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação dos preços da parcela I da tarifa de Uso Global do

Sistema.

b) Proveitos decorrentes da aplicação dos preços da parcela II da tarifa de Uso Global do

sistema.

c) Proveitos decorrentes da aplicação dos preços da parcela III da tarifa de Uso Global do

sistema.


220

d) Proveitos com penalizações aplicadas a agentes de mercado, no âmbito da atividade de

Gestão Global do Sistema.

e) Proveitos de gestão do sistema que não resultem da aplicação da tarifa de Uso Global do

Sistema.

Artigo 161.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Transporte de Energia Elétrica


Transporte de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de custos:

a) Custos associados ao planeamento e operação e manutenção da rede de transporte.

b) Amortizações relativas ao imobilizado aceite para regulação afeto à atividade de Transporte

de Energia Elétrica.

c) Informação pormenorizada dos investimentos aceites com base em custos de referência,

nomeadamente, o custo real, os anos de vida útil, as variáveis físicas associadas a esses

equipamentos, o ano de entrada em exploração.

d) Informação pormenorizada do equipamento para efeitos de cálculo do incentivo à

manutenção em exploração do equipamento em final de vida útil, nomeadamente, o custo

do equipamento aceite para efeitos de regulação, os anos de vida útil e o ano de entrada

em exploração.

e) Outros custos do exercício associados à atividade de Transporte de Energia Elétrica, com

a desagregação que permita identificar os vários tipos de custos.

f) Custos incorridos nesta atividade com a promoção da qualidade do ambiente, conforme o

relatório de execução do “Plano de Promoção do Desempenho Ambiental” de acordo com

o previsto na Secção VII do Capítulo IV.


Transporte de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de

proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte, por nível de

tensão.

b) Proveito proveniente do Mecanismo da Gestão Conjunta da Interligação Portugal - Espanha.

c) Proveitos decorrentes da atividade de Transporte de Energia Elétrica e que não resultam da

aplicação das tarifas de Uso da Rede de Transporte.

3 - O operador da rede de transporte em Portugal continental deve enviar anualmente o valor

da compensação entre operadores das redes de transporte.


221

4 - A informação prevista na alínea d) do n.º 1 -, do presente artigo só deverá ser enviada quando

a ERSE estabelecer os custos de referência.

Secção III

Informação periódica a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da

RND

Artigo 162.º

Informação a fornecer à ERSE pela entidade concessionária da RND

1 - A entidade concessionária da RND deve fornecer à ERSE as contas reguladas, elaboradas


metodologias complementares emitidas pela ERSE, incluindo toda a informação que permita

identificar de forma clara os custos, proveitos, ativos, passivos e capitais próprios associados às

atividades do operador da rede de distribuição em Portugal continental, bem como os restantes

elementos necessários à aplicação do presente Regulamento.

2 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, as

contas reguladas verificados no ano anterior (t-2), incluindo balanço agregado e demonstração

de resultados e os investimentos por atividade, diferenciados por investimentos em rede

convencional e em rede inteligente no caso da atividade de Distribuição de Energia Elétrica,

acompanhados de um relatório elaborado por uma empresa de auditoria comprovando que as

contas e as regras contabilísticas para efeitos de regulação se encontram nos termos do

estabelecido no presente Regulamento e nas normas e metodologias complementares.




4 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até dia 31 de julho de cada ano as


atividade, Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte e Distribuição de Energia Elétrica,

de acordo com a seguinte desagregação:







222

5 - A informação sobre os investimentos em rede inteligente da atividade de Distribuição de

Energia Elétrica, referida no número 2 -, deverá ser desagregada por projeto, ou agrupamento

de projetos se forem indissociáveis, de modo a permitir um tratamento individualizado dos

mesmos no cálculo dos custos com capital.

6 - Para efeitos de apoio à decisão da ERSE sobre os investimentos a incorporar na base de

ativos da rede inteligente, a entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 1 de maio

de cada ano, uma memória descritiva por projeto, ou agrupamento de projetos se forem

indissociáveis, que foram transferidos para exploração no ano anterior (t 2), de modo a justificar

a sua classificação como rede inteligente, englobando no mínimo a seguinte informação:

a) Descrição das tecnologias utilizadas e principais motivos para a sua adoção

comparativamente com as tecnologias convencionais;

b) Riscos tecnológicos ou aplicacionais que estão associados ao projeto e que tenham sido

identificados pela empresa;

c) Alteração de práticas operacionais, redução expectável de custos operacionais das

atividades da entidade concessionária da RND e cronograma para a sua concretização,

decorrentes da implementação do projeto;

d) Benefícios que o projeto proporciona ao SEN em termos globais, no que respeita a:

i) redução de perdas (técnicas e não técnicas);

ii) melhoria da qualidade de serviço da rede de distribuição;

iii) recolha de informação da rede de distribuição, que permita o adiamento de

investimentos em rede convencional, a melhoria da monitorização dos ativos de rede

e o prolongamento da sua vida útil;

iv) potencial para alargar a oferta de serviços a consumidores e outros agentes.

7 - A entidade concessionária da RND deve apresentar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, o

valor dos indutores de custos definidos para determinação dos proveitos permitidos da atividade

de Distribuição de Energia Elétrica, definidos para o período de regulação, verificados no ano

anterior (t-2).

8 - As contas reguladas a enviar à ERSE pela entidade concessionária da RND, até 15 de junho


a) Estimativa do balanço agregado e da demonstração de resultados e do orçamento de

investimentos por atividade, para o ano em curso (t-1).

b) Valores previsionais do balanço agregado e da demonstração de resultados e dos

investimentos, por atividade, para o ano seguinte (t).


223

c) Toda a informação sobre investimentos deve ser separada por rede convencional e rede

inteligente, e dentro desta última por projeto, ou agrupamentos de projetos se forem

indissociáveis.



10 - Os valores do balanço e da demonstração de resultados estimados para o ano seguinte (t)

são elaborados considerando que se mantêm em vigor as tarifas estabelecidas para o ano em

curso (t-1).

11 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 30 de junho de cada ano, as


legal de contas.

12 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, o


13 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 15 de junho de cada ano, os


14 - A entidade concessionária da RND com vista à fixação anual das tarifas, deve enviar à

ERSE, até 1 de maio de cada ano, a seguinte informação, suficientemente discriminada em

energia ativa e reativa, potência e número de clientes, verificada no ano anterior (t-2):

a) Entregas de energia elétrica a clientes.

b) Diagramas de carga tipo referidos no Artigo 135.º, Artigo 139.º, Artigo 141.º e Artigo 142.º.

15 - A entidade concessionária da RND com vista à fixação anual das tarifas, deve enviar à

ERSE, até 1 de maio de cada ano, a seguinte informação suficientemente discriminada por

comercializador de último recurso em energia ativa e reativa, potência e número de pontos de

entrega, verificada no ano anterior (t-2):

a) Entregas de energia elétrica em MT aos comercializadores de último recurso que

assegurem exclusivamente fornecimentos em BT, caso estes optem pelo regime transitório

de faturação previsto no Regulamento de Relações Comerciais.

b) Entregas de energia elétrica aos operadores das redes de distribuição em BT, que não

sejam, cumulativamente, detentores de concessão da RND, não incluídas na alínea anterior,

medidas nos pontos de entrega dos clientes.

c) Entregas de energia elétrica em BT aos clientes de cada comercializador de último recurso

que assegurem exclusivamente fornecimentos em BT, no caso de estes optarem pela regra

de faturação prevista no Regulamento de Relações Comerciais.


224

16 - As energias ativa e reativa devem ser discriminadas por nível de tensão, por tipo de

fornecimento e por período tarifário.

17 - As potências devem ser discriminadas em potência contratada e potência em horas de

ponta, por nível de tensão e por tipo de fornecimento.

18 - O número de clientes deve ser discriminado para cada mês por tipo de cliente, por nível de

tensão e tipo de fornecimento.

19 - Para as entregas de energia elétrica estabelecidas na alínea a) do n.º 14 -, deve ser enviada

a distribuição dos clientes por intervalos das potências referidas no n.º 15 - e dos consumos de

energia elétrica.

20 - A entidade concessionária da RND deve apresentar à ERSE até 15 de junho um “Plano de

investimentos em sistemas de gestão do processo de mudança de fornecedor”, devidamente

justificado, que garanta o adequado nível técnico de operacionalidade do mercado e a liberdade

e facilidade de atuação dos vários agentes, bem como a eficiência na utilização dos recursos,

permitindo a efetiva repercussão dos desejados ganhos globais de eficiência no setor nos preços

de eletricidade.

21 - O plano de investimento deve ser desagregado por nível de tensão e tipo de fornecimento

a fim de se proceder à correta imputação desses custos aos diversos clientes.

22 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até ao dia 1 de maio de cada ano,

um relatório de execução do plano previsto no número anterior, no qual são descritas as ações

executadas e os custos incorridos.

23 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até ao dia 1 de maio de cada ano,

um relatório de execução da implementação do Plano de Reestruturação de Efetivos, incluindo

um mapa detalhado dos custos incorridos em cada ano. Deve ainda enviar uma atualização dos

custos evitados (benefícios) e dos custos incorridos detalhados por ano de libertação, atividade

e nível de tensão, devendo o relatório de execução permitir uma análise temporal desde a data

de início dos seus efeitos, entre benefícios líquidos para o distribuidor e benefícios líquidos para

os consumidores, bem como permitir uma avaliação dinâmica do Plano de Reestruturação de

Efetivos.

24 - A entidade concessionária da RND tendo em atenção os valores das variáveis relevantes

para o cálculo dos custos incrementais definidos pela ERSE, deve enviar à ERSE até 15 de junho

de cada ano, os valores relativos aos custos incrementais de distribuição de energia elétrica

estabelecidos no Capítulo V, devendo a informação referida ser suficientemente detalhada de

modo a possibilitar a repercussão da estrutura dos custos marginais na estrutura das tarifas.


225

25 - Para efeitos de definição dos diagramas de carga tipo referidos na alínea b) do n.º 14 -, a

entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE a seguinte informação:

a) Consumos horários por opção tarifária e nível de tensão dos fornecimentos a clientes de

MAT, AT e MT com telecontagem, que permaneceram ligados durante doze meses.

b) Consumos horários de amostras representativas por opção tarifária dos fornecimentos a

clientes de BTN com contagem simples, bi-horária, tri-horária e tetra-horária.

c) Consumos horários de amostras representativas por opção tarifária dos fornecimentos a

clientes de BTE.

26 - Nos termos do número anterior, a entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE,

para aprovação, até ao dia 30 de junho de cada ano, uma proposta que deve incluir,

designadamente:

a) Caracterização e atualização das amostras por tipo de ciclo de contagem.

b) Caracterização de equipamentos de medição a instalar.

c) Prazo de instalação de equipamentos de medição.

27 - Para efeitos de aceitação dos custos relacionados com a promoção da qualidade do

ambiente, a entidade concessionária da RND deve apresentar à ERSE um “Plano de Promoção

do Desempenho Ambiental” de acordo com o previsto na Secção VII do Capítulo IV.

Artigo 163.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede

de Transporte

1 - A entidade concessionária da RND relativamente à atividade de Compra e Venda do Acesso

à Rede de Transporte, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de custos:

a) Custos relacionados com a gestão global do sistema imputáveis às entregas a clientes,

nomeadamente as aquisições à entidade concessionária da RNT e os custos relacionados

com a aplicação da tarifa social.

b) Custos relacionados com o uso da rede de transporte imputáveis às entregas a cliente.

2 - A entidade concessionária da RND relativamente à atividade de Compra e Venda do Acesso

à Rede de Transporte, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação das parcelas I, II e III da tarifas de Uso Global do

Sistema, por nível de tensão.

b) Proveitos decorrentes da aplicação da tarifa de Uso da Rede de Transporte, por nível de

tensão.


226

Artigo 164.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Distribuição de Energia Elétrica

1 - A entidade concessionária da RND relativamente à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de custos:

a) Custos de operação e manutenção, por nível de tensão.

b) Encargos legais:

i) Rendas e outros encargos relacionados com o regime de concessão, nomeadamente,

taxas de exploração.

ii) Outros encargos legais, designadamente, encargos relacionados com o regime de

licenças vinculadas.

c) Custos com capital relacionados com os ativos da distribuição, separados por convencionais

e de carácter inovador, por nível de tensão:

i) Amortizações da rede de distribuição e outro equipamento relacionado com a rede de

distribuição.

ii) Encargos financeiros imputados à exploração da atividade de Distribuição de Energia

Elétrica.

d) Variação das provisões para cobrança duvidosa.

e) Custos da estrutura comercial, por tipo de cliente final.

f) Custos relacionados com a gestão do processo de mudança de fornecedor.

g) Custos incorridos com a promoção do desempenho ambiental, conforme o relatório de

execução do “Plano de Promoção do Desempenho Ambiental” de acordo com o previsto na

Secção VII do Capítulo IV.

h) Custos decorrentes da implementação de serviços opcionais ao abrigo do Regulamento de

Relações Comerciais, com a indicação do número de ocorrências por cada tipo de serviço.

i) Outros custos do exercício, repartidos por nível de tensão, com a desagregação que permita

identificar os vários tipos de custos.

2 - A entidade concessionária da RND relativamente à atividade de Distribuição de Energia

Elétrica, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação da tarifa de Uso da Rede de Distribuição nas entregas

a clientes, individualizando as entregas a comercializadores de último recurso.

b) Proveitos resultantes da prestação de serviços regulados, nomeadamente, leituras

extraordinárias e interrupção e restabelecimento do fornecimento de energia elétrica por

facto imputável ao cliente.


227

c) Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica que não resultam da aplicação da

tarifa de Uso da Rede de Distribuição.

d) Proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica decorrentes da implementação de

serviços opcionais ao abrigo do Regulamento de Relações Comerciais, com a indicação do

número de ocorrências por cada tipo de serviço.

e) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado, separado

por convencional e de carácter inovador.

3 - A entidade concessionária da RND deve apresentar para cada ano informação

complementar, designadamente:

a) A informação necessária para determinação e valorização das perdas, de acordo com o

previsto na Secção VIII do Capítulo IV.

b) A informação necessária para determinação do incentivo à melhoria da continuidade de

serviço, de acordo com o previsto na Secção IX do Capítulo IV.

Secção IV

Informação periódica a fornecer à ERSE pelo comercializador de último

recurso

Artigo 165.º

Informação a fornecer à ERSE pelo comercializador de último recurso

1 - O comercializador de último recurso deve fornecer à ERSE as contas reguladas, elaboradas


metodologias complementares emitidas pela ERSE, incluindo toda a informação que permita

identificar de forma clara os custos, proveitos e ativo fixo associados às várias atividades, bem

como os restantes elementos necessários à aplicação do presente Regulamento.

2 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, as

contas reguladas verificadas no ano anterior (t-2), incluindo balanço, demonstração de resultados

e os investimentos acompanhados de um relatório elaborado por uma empresa de auditoria

comprovando que as contas e as regras contabilísticas para efeitos de regulação se encontram

nos termos do estabelecido no presente Regulamento e nas normas e metodologias

complementares.





228

4 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até 31 de julho de cada ano as


atividade, Compra e Venda de Energia Elétrica para fornecimento dos clientes, Compra e Venda

de Energia Elétrica da Produção em Regime Especial, Compra e Venda do Acesso às Redes de

Transporte e Distribuição e Comercialização, de acordo com a seguinte desagregação:






5 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, o valor

dos indutores de custos definidos para determinação dos proveitos permitidos da atividade de

Comercialização, definidos para o período de regulação, verificados no ano anterior (t-2).

6 - O comercializador de último recurso apenas deve repartir as demonstrações de resultados

e os investimentos por atividade e nível de tensão.

7 - As contas reguladas a enviar à ERSE pelo comercializador de último recurso, até 15 de junho



para o ano em curso (t-1).

b) Valores previsionais do balanço, da demonstração de resultados e dos investimentos, para

o ano seguinte (t).

c) As demonstrações de resultados e os orçamentos dos investimentos devem ser enviados

por atividade e nível de tensão.



9 - Os valores do balanço e da demonstração de resultados estimados para o ano seguinte (t)


curso (t-1).

10 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até 30 de junho de cada ano, as


legal de contas.


229

11 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, o


12 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até 15 de junho de cada ano, os


13 - O comercializador de último recurso, com vista à fixação anual das tarifas, deve enviar à

ERSE, até 1 de maio de cada ano, a informação relativa aos fornecimentos de energia elétrica a

clientes, suficientemente discriminada em energia ativa e reativa, potência e número de clientes,

verificada no ano anterior (t-2).

14 - No caso dos fornecimentos ao abrigo do regime transitório de faturação previsto no

Regulamento de Relações Comerciais, o comercializador de último recurso, com vista à fixação

anual das tarifas, deve enviar à ERSE, até 1 de maio de cada ano, a informação relativa aos

fornecimentos de energia elétrica em MT aos comercializadores de último recurso que

assegurem exclusivamente fornecimentos em BT, suficientemente discriminada por

comercializador de último recurso em energia ativa e reativa, potência e número de clientes,

verificada no ano anterior (t-2).

15 - O comercializador de último recurso, para além da informação referida no número anterior,

deve enviar informação relativa aos fornecimentos de energia elétrica aos clientes dos

comercializadores de último recurso que assegurem exclusivamente fornecimentos em BT, no

âmbito da regra de faturação estabelecida no Regulamento de Relações Comerciais,

suficientemente discriminada em energia ativa e reativa, potência e número de pontos de

entrega, verificada no ano anterior (t-2).

16 - As energias ativa e reativa devem ser discriminadas por nível de tensão, por tipo de

fornecimento e por período tarifário.

17 - As potências devem ser discriminadas em potência contratada e potência em horas de

ponta, por nível de tensão e por tipo de fornecimento.

18 - O número de clientes deve ser discriminado para cada mês por tipo de cliente, por nível de

tensão e tipo de fornecimento.

19 - Para os fornecimentos de energia elétrica do comercializador de último recurso deve ser

enviada a distribuição dos clientes por intervalos das potências referidas no n.º 13 - e dos

consumos de energia elétrica.


ERSE, até 1 de maio de cada ano, a seguinte informação, verificada no ano anterior (t-2):

a) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas através de contratos bilaterais.


230

b) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas aos produtores em regime especial, por

tecnologia e regime tarifário aplicável.

c) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas nos mercados organizados.

d) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas em leilões.

e) Quantidades mensais de energia elétrica vendidas no âmbito da função de Compra e Venda

de Energia Elétrica da Produção em Regime Especial diferenciadas por tipo de contratação.

f) Quantidades mensais de energia elétrica vendidas no âmbito da função de Compra e Venda

de Energia Elétrica para Fornecimento dos Clientes diferenciadas por tipo de contratação.


ERSE, até 15 de junho de cada ano, a seguinte informação, relativa ao ano em curso (t-1) e ao

ano seguinte (t):

a) Quantidades de energia elétrica previstas adquirir através de contratos bilaterais.

b) Quantidades de energia elétrica previstas adquirir aos produtores em regime especial, por


c) Quantidades de energia elétrica previstas adquirir nos mercados organizados.

d) Quantidades de energia elétrica previstas adquirir em leilões.

e) Quantidades de energia elétrica vendidas no âmbito da função de Compra e Venda de

Energia Elétrica da Produção em Regime Especial diferenciadas por tipo de contratação.

f) Quantidades de energia elétrica vendidas no âmbito da função de Compra e Venda de

Energia Elétrica para Fornecimento dos Clientes diferenciadas por tipo de contratação.

22 - O comercializador de último recurso, tendo em atenção os valores das variáveis relevantes

para o cálculo dos preços marginais definidos pela ERSE deve enviar, até 15 de junho de cada

ano, os valores relativos aos preços marginais de aquisição de energia elétrica estabelecidos no

Capítulo V, devendo a informação referida ser suficientemente detalhada de modo a possibilitar

a repercussão da estrutura dos custos marginais na estrutura das tarifas reguladas.

23 - O Comercializador de Último Recurso deve enviar à ERSE, até 15 de junho de cada ano, um

documento com previsões dos custos de aprovisionamento e das respetivas quantidades de

energia, justificando as estratégias de aprovisionamento nos vários mercados ao seu dispor e,

os instrumentos de cobertura de risco que prevê adotar, por forma a, por um lado, minimizar os

custos de aprovisionamento e, por outro lado, minimizar os ajustamentos de energia a recuperar

em anos futuros.

24 - O comercializador de último recurso deve enviar à ERSE, até ao dia 1 de maio de cada ano,

um relatório de execução da implementação dos Planos de Reestruturação de efetivos aceites


231

pela ERSE, incluindo um mapa detalhe dos custos incorridos em cada ano. Deve ainda enviar

uma atualização dos custos evitados (benefícios) e dos custos incorridos detalhados por ano de

libertação e nível de tensão, devendo o relatório de execução permitir uma análise temporal

desde a data de início dos seus efeitos, entre benefícios líquidos para o comercializador de último

recurso e benefícios líquidos para os consumidores, bem como permitir uma avaliação dinâmica

dos Planos de Reestruturação de Efetivos.

Artigo 166.º

Repartição de custos e proveitos na função de Compra e Venda de Energia Elétrica

para fornecimento dos clientes

1 - O comercializador de último recurso, relativamente à função de Compra e Venda de Energia

Elétrica para fornecimento dos clientes, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de

custos:

a) Custos com a aquisição de energia elétrica através de contratos bilaterais, com indicação

das condições (data, preço e quantidades) de realização.

b) Custos mensais com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial, por


c) Custos mensais de aquisição de energia elétrica nos mercados organizados, diferenciados

por tipo de mercado.

d) Custos de aquisição de energia elétrica em leilões, com indicação das condições (data,

preço e quantidades) de realização.

e) Custos de aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial no âmbito do Artigo

96.º para fornecimento dos clientes.

f) Custos de funcionamento relacionados com a atividade de Compra e Venda de Energia

Elétrica, designadamente custos com pessoal e fornecimentos e serviços externos.

g) Outros custos, nomeadamente custos com interligações imputáveis aos clientes do CUR,

custos de regulação imputados pelo acerto de contas, custos com comissões e garantias

decorrentes da participação em mercados organizados e custos ou proveitos de vendas no

mercado diário, da energia excedentária.


Elétrica para fornecimento dos clientes, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de

proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação da tarifa de Energia aos clientes finais de acordo com

as diferentes opções tarifária.


232

b) Proveitos decorrentes da aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais de acordo com

as diferentes opções tarifárias.

c) Outros proveitos no âmbito da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do

comercializador de último recurso e que não resultem nem da aplicação das tarifas de

Energia, nem da aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais.

Artigo 167.º

Repartição de custos e proveitos na função de Compra e Venda de Energia Elétrica da

Produção em Regime Especial


Elétrica da Produção em Regime Especial, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição

de custos:

a) Custos mensais com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial, , por


b) Custos mensais com a energia de desvio relacionados com a aquisição de energia elétrica

a produtores em regime especial.

c) Custos de funcionamento relacionados com a função de Compra e Venda de Energia

Elétrica da Produção em Regime Especial, designadamente custos com pessoal e

fornecimentos e serviços externos.

d) Outros custos, nomeadamente custos com pagamentos de tarifas de acesso à Rede de

Transporte imputados aos produtores em regime especial.


Elétrica da Produção em Regime Especial, deve apresentar para cada ano a repartição de

proveitos decorrentes da venda de energia elétrica da produção em regime especial diferenciada

pelos diferentes tipos de contratação.

Artigo 168.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Compra e Venda do Acesso às

Redes de Transporte e Distribuição

1 - O comercializador de último recurso, relativamente à atividade de Compra e Venda do

Acesso às Redes de Transporte e Distribuição, deve apresentar para cada ano a seguinte

repartição de custos:

a) Custos relacionados com a gestão global do sistema no âmbito da atividade de Compra e

Venda do Acesso à Rede de Transporte imputáveis aos fornecimentos a clientes do

comercializador de último recurso.


233

b) Custos relacionados com o uso da rede de transporte no âmbito da atividade de Compra e

Venda do Acesso à Rede de Transporte imputáveis aos fornecimentos a clientes do

comercializador de último recurso.

c) Custos relacionados com o uso da rede de distribuição da entidade concessionária da RND

no âmbito da atividade de Distribuição de Energia Elétrica imputáveis aos fornecimentos a

clientes do comercializador de último recurso.

2 - O comercializador de último recurso, relativamente à atividade de Compra e Venda do

Acesso às Redes de Transporte e Distribuição, deve apresentar para cada ano a seguinte

repartição de proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação da tarifa de Uso Global do Sistema, por nível de tensão.

b) Proveitos decorrentes da aplicação da tarifa de Uso da Rede de Transporte, por nível de

tensão.

c) Proveitos decorrentes da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição, por nível de

tensão.

Artigo 169.º

Repartição de custos e proveitos na atividade de Comercialização

1 - O comercializador de último recurso, relativamente à atividade de Comercialização, deve

apresentar para cada ano a seguinte repartição de custos:

a) Custos da estrutura comercial, por tipo de cliente final, afetos a esta atividade, desagregados

por natureza que permita identificar os vários tipos de custos.

b) Custos com capital:

i) Amortizações.

ii) Variação das provisões para cobrança duvidosa.

iii) Encargos financeiros.

c) Custos decorrentes da implementação de serviços opcionais ao abrigo do Regulamento de


d) Outros custos do exercício, repartidos por tipo de cliente final, com a desagregação que

permita identificar os vários tipos de custos.

2 - O comercializador de último recurso, relativamente à atividade de Comercialização, deve

apresentar para cada ano a seguinte repartição de proveitos:

a) Proveitos decorrentes da aplicação da tarifa de Comercialização, por nível de tensão e

opção tarifária.


234

b) Proveitos resultantes da prestação de serviços regulados, designadamente o pagamento da

quantia mínima nos casos de mora.

c) Proveitos no âmbito da atividade de Comercialização decorrentes da implementação de

serviços opcionais, ao abrigo do Regulamento de Relações Comerciais, com a indicação do

número de ocorrências por cada tipo de serviço.

d) Proveitos no âmbito da atividade de Comercialização e que não resultam da aplicação da

tarifa de Comercialização, da prestação de serviços regulados, nem da implementação de

serviços opcionais.

Secção V

Informação periódica a fornecer à ERSE pela concessionária do

transporte e distribuição da RAA

Artigo 170.º

Informação a fornecer à ERSE pela concessionária do transporte e distribuição da

RAA

1 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve apresentar à ERSE as contas

reguladas elaboradas de acordo com o presente Regulamento e com as regras estabelecidas

nas normas e metodologias complementares aprovadas pela ERSE, incluindo toda a informação

que permita identificar, de forma clara, os custos, proveitos, ativos, passivos e capitais próprios

associados às várias atividades, bem como os restantes elementos necessários à aplicação do

presente Regulamento.

2 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve enviar à ERSE, até 1 de maio de

cada ano, as contas reguladas verificadas no ano anterior (t-2), incluindo balanço, demonstração

de resultados e os investimentos, por atividade, acompanhados por um relatório elaborado por

uma empresa de auditoria comprovando que as contas e as regras contabilísticas para efeitos

de regulação se encontram nos termos do estabelecido no presente Regulamento e nas normas

e metodologias complementares aprovadas pela ERSE.


ajustamentos efetuados às contas estatutárias no apuramento das contas reguladas, de acordo

com as metodologias aprovadas pela ERSE.

4 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve enviar à ERSE, até dia 31 de

julho de cada ano as operações realizadas com entidades do Grupo, e os respetivos montantes

associados a cada atividade, Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, Distribuição de

Energia Elétrica e Comercialização de Energia Elétrica, de acordo com a seguinte desagregação:


235






5 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve enviar à ERSE, até 30 de junho

de cada ano, as contas estatutárias, aprovadas na última Assembleia Geral, bem como a

respetiva certificação legal de contas.

6 - As contas reguladas a enviar à ERSE pela concessionária do transporte e distribuição da

RAA, até 15 de junho de cada ano, devem conter a seguinte informação:



b) Valores previsionais do balanço, da demonstração e dos investimentos, por atividade, para

o ano seguinte (t).

7 - A pormenorização da informação referida nos n.os 2 - e 6 - deve obedecer às normas e

metodologias complementares aprovadas pela ERSE.

8 - Os valores do balanço e da demonstração de estimados para o ano seguinte (t) são


(t-1).



em exploração.

10 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve enviar à ERSE, até 1 de maio de

cada ano, o balanço de energia elétrica relativo ao ano anterior (t-2).

11 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve enviar à ERSE, até 15 de junho

de cada ano, os balanços de energia elétrica relativos ao ano em curso (t-1) e ao ano seguinte

(t).


à fixação anual de tarifas, deve conter a seguinte informação, suficientemente discriminada em

energia ativa por período tarifário, potência tomada, potência contratada, potência a faturar,

potência em horas de ponta, energia reativa indutiva e capacitiva, por nível de tensão:


236

a) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas a produtores vinculados.

b) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas a produtores não vinculados.

c) Entregas e fornecimentos de energia elétrica aos clientes.

13 - As energias ativa e reativa referidas nas alíneas a) do n.º 12 - devem ser discriminadas por

nível de tensão, por opção tarifária e por período tarifário.

14 - As potências referidas na alínea c) do n.º 12 - devem ser discriminadas, por trimestre, em

potência tomada, potência contratada, potência a faturar e potência em horas de ponta, por nível

de tensão e por opção tarifária.

15 - Para os fornecimentos de energia elétrica a clientes finais referidos na alínea a) do

n.º 12 -, deve ser enviado o número de clientes discriminado, para cada mês, por tipo de cliente,

por nível de tensão, por opção tarifária e por escalão de potência na BTN.

16 - Para os fornecimentos de energia elétrica a clientes finais estabelecidos na alínea a) do

n.º 12 -, deve ser enviada a distribuição dos clientes por intervalos das potências referidas no

n.º 14 - e dos consumos de energia elétrica.

17 - Para efeitos de aceitação de custos relacionados com a promoção do desempenho

ambiental, a concessionária do transporte e distribuição da RAA deve apresentar à ERSE um

“Plano de Promoção de Desempenho Ambiental”, de acordo com o previsto na Secção VII do

Capítulo IV.

18 - No ano anterior ao início de um novo período de regulação, para além da informação

referente ao ano seguinte (t), deve ser enviada informação para cada um dos anos do novo

período de regulação.

19 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve enviar à ERSE até 1 de maio de

cada ano, informação sobre as licenças de emissão de CO2 atribuídas às centrais da

concessionária do transporte e distribuição da RAA e as quantidades emitidas, no ano anterior

(t-2).

Artigo 171.º

Repartição de custos e proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAA

1 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA, relativamente à atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição

de custos:


237

a) Custos mensais, fixos e variáveis, de aquisição de energia elétrica a produtores vinculados

ao sistema público da RAA, por central.

b) Custo unitário mensal dos diferentes combustíveis que misturados, ou não, são consumidos.

c) Custo unitário mensal com o transporte dos combustíveis até à ilha da primeira descarga,

custo unitário mensal com o transporte dos combustíveis desde a ilha da primeira descarga

até à ilha de consumo, custos unitário mensal com a descarga dos combustíveis, custos

unitário mensal com o armazenamento dos combustíveis e custos de comercialização

mensais incorridos com os combustíveis adquiridos.

d) Custos mensais de aquisição de energia elétrica a produtores não vinculados ao sistema

público da RAA discriminados tendo em conta as regras de relacionamento comercial

constantes no artigo 4.º do Decreto Legislativo regional n.º 26/96/A, de 24 de setembro,

mencionando as quantidades adquiridas e respetivo preço de aquisição.

e) Custos incorridos com a promoção do desempenho ambiental, conforme relatório de

execução do “Plano de Promoção de Desempenho Ambiental”, de acordo com o previsto

na Secção VII do Capítulo IV.

f) Outros custos associados à atividade de aquisição de energia elétrica.

g) Custos associados à gestão técnica global do sistema.

h) Custos associados à aplicação da tarifa social

2 - Os custos referidos nas alíneas f) e g) do número anterior devem ser discriminados de forma

a evidenciar as seguintes rubricas:


b) Outros custos do exercício afetos a cada atividade com a desagregação que permita

identificar os vários tipos de custos, nomeadamente os custos com operação e manutenção

de equipamentos produtivos.

3 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA deve apresentar a seguinte informação

complementar:

a) Custos com o Uso da Rede de Distribuição.

b) Custos de Comercialização.

c) Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas.

4 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA, relativamente à atividade de Aquisição

de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição

de proveitos:


238

a) Proveitos recuperados por aplicação das tarifas Uso Global do Sistema e Uso da Rede de

Transporte às entregas da entidade concessionária do transporte e distribuição da RAA e

da tarifa de Energia aos fornecimentos a clientes finais da entidade concessionária do


b) Proveitos decorrentes da aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAA.

c) Compensação paga pela entidade concessionária da RNT em t-2, relativa ao sobrecusto

estimado da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da RAA.

d) Outros proveitos, designadamente os decorrentes dos contratos de garantia de

abastecimento.

e) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado.

Artigo 172.º

Repartição de custos e proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da

RAA

1 - A concessionária do transporte e distribuição da RAA, relativamente à atividade de

Distribuição de Energia Elétrica deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de custos:

a) Amortizações relativas ao imobilizado aceite para regulação, incluindo as amortizações do

equipamento de medida.

b) Outros custos do exercício afetos a cada função com a desagregação que permita identificar

os vários tipos de custos.

c) Custos incorridos com a promoção do desempenho ambiental, conforme relatório de



d) Custos decorrentes da implementação de serviços opcionais ao abrigo do Regulamento de



Distribuição de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano informação complementar,

designadamente:

a) Proveitos recuperados por aplicação às entregas a clientes da concessionária do transporte

e distribuição da RAA das tarifas de Uso da Rede de Distribuição, por nível de tensão.

b) Compensação paga pela entidade concessionária da RNT em t-2, relativa ao sobrecusto

estimado da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAA.

c) Outros proveitos no âmbito da atividade de Distribuição de Energia Elétrica e que não

resultam da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição.


239

d) Proveitos no âmbito da atividade de Distribuição de Energia Elétrica decorrentes da

implementação de serviços opcionais ao abrigo do Regulamento de Relações Comerciais,

com a indicação do número de ocorrências por cada tipo de serviço.

e) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado, por nível

de tensão.

f) Informação relativa aos indutores de custos utilizados na definição dos parâmetros de

eficiência da atividade de distribuição.

Artigo 173.º

Repartição de custos e proveitos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica

da RAA


Comercialização de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de

custos:

a) Custos da estrutura comercial, por tipo de cliente final, desagregados por natureza que



i) Amortizações relativas ao imobilizado aceite para regulação.







Comercialização de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano informação complementar,

designadamente:

a) Proveitos recuperados por aplicação aos fornecimentos a clientes finais da concessionária

do transporte e distribuição da RAA, das tarifas de Comercialização, por nível de tensão j.


estimado da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA.

c) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado, por nível

de tensão ou tipo de cliente.


240

d) Proveitos no âmbito da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAA

decorrentes da implementação de serviços opcionais, ao abrigo do Regulamento de


e) Outros proveitos no âmbito da atividade de Comercialização de Energia Elétrica e que não

resultam da aplicação da tarifa de Comercialização.

Secção VI

Informação periódica a fornecer à ERSE pela concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM

Artigo 174.º

Informação a fornecer à ERSE pela concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM

1 - A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM deve apresentar à ERSE as

contas reguladas elaboradas de acordo com o presente Regulamento e com as regras

estabelecidas nas normas e metodologias complementares aprovadas pela ERSE, incluindo toda

a informação que permita identificar, de forma clara, os custos, proveitos, ativos, passivos e

capitais próprios associados às várias atividades, bem como os restantes elementos necessários

à aplicação do presente Regulamento.

2 - A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM deve enviar à ERSE, até 1

de maio de cada ano, as contas reguladas verificadas no ano anterior (t-2), incluindo balanço,

demonstração de resultados e os investimentos, por atividade, acompanhados por um relatório

elaborado por uma empresa de auditoria comprovando que as contas e as regras contabilísticas

para efeitos de regulação se encontram nos termos do estabelecido no presente Regulamento e



ajustamentos efetuados às contas estatutárias no apuramento das contas reguladas, de acordo

com as metodologias aprovadas pela ERSE.

4 - A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM deve enviar à ERSE, até dia

31 de julho de cada ano as operações realizadas com entidades do Grupo, e os respetivos

montantes associados a cada atividade, Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema,

Distribuição de Energia Elétrica e Comercialização de Energia Elétrica, de acordo com a seguinte

desagregação:




241





de junho de cada ano, as contas estatutárias, aprovadas na última Assembleia Geral, bem como

a respetiva certificação legal de contas.

6 - As contas reguladas a enviar à ERSE pela concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM, até 15 de junho de cada ano, devem conter a seguinte informação:



b) Valores previsionais do balanço, da demonstração e dos investimentos, por atividade, para

o ano seguinte (t).

7 - A pormenorização da informação referida nos n.os 2 - e 6 - deve obedecer às normas e

metodologias complementares aprovadas pela ERSE.

8 - Os valores do balanço e da demonstração de estimados para o ano seguinte (t) são


(t-1).



em exploração.


de maio de cada ano, o balanço de energia elétrica relativo ao ano anterior (t-2).


de junho de cada ano, os balanços de energia elétrica relativos ao ano em curso (t-1) e ao ano

seguinte (t).


à fixação anual de tarifas, deve conter a seguinte informação, suficientemente discriminada em

energia ativa por período tarifário, potência tomada, potência contratada, potência a faturar,

potência em horas de ponta, energia reativa indutiva e capacitiva, por nível de tensão:

a) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas a produtores vinculados.

b) Quantidades mensais de energia elétrica adquiridas a produtores não vinculados e a

produtores em regime especial.


242

c) Entregas e fornecimentos de energia elétrica a clientes.

13 - As energias ativa e reativa referidas na alínea c) do n.º 12 - devem ser discriminadas por

nível de tensão, por opção tarifária e por período tarifário.

14 - As potências referidas na alínea c) do n.º 12 - devem ser discriminadas, por trimestre, em

potência tomada, potência contratada, potência a faturar e potência em horas de ponta, por nível

de tensão e por opção tarifária.

15 - Para os fornecimentos de energia elétrica a clientes finais referidos na alínea c) do

n.º 12 -, deve ser enviado o número de clientes discriminado, para cada mês, por tipo de cliente,

por nível de tensão, por opção tarifária e por escalão de potência na BTN.

16 - Para os fornecimentos de energia elétrica a clientes finais estabelecidos na alínea c) do

n.º 12 -, deve ser enviada a distribuição dos clientes por intervalos das potências referidas no

n.º 14 - e dos consumos de energia elétrica.

17 - Para efeitos de aceitação de custos relacionados com a promoção do desempenho

ambiental, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM deve apresentar à

ERSE um “Plano de Promoção de Desempenho Ambiental”, de acordo com o previsto na Secção

VII do Capítulo IV.

18 - No ano anterior ao início de um novo período de regulação, para além da informação

referente ao ano seguinte (t), deve ser enviada informação para cada um dos anos do novo


19 - A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM deve enviar à ERSE até 1

de maio de cada ano, informação sobre as licenças de emissão de CO2 atribuídas às centrais da

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM e as quantidades emitidas, no ano

anterior (t-2).

Artigo 175.º

Repartição de custos e proveitos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e

Gestão do Sistema da RAM

1 - A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, relativamente à atividade

de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, deve apresentar para cada ano a seguinte

repartição de custos:

a) Custos mensais, fixos e variáveis, de aquisição de energia elétrica a produtores vinculados

do sistema público da RAM, por central.


243

b) Custo unitário mensal de aquisição dos combustíveis, custo unitário com descarga dos

combustíveis, custo unitário mensal de armazenamento dos combustíveis, custo unitário

mensal do transporte dos combustíveis e custos mensais de comercialização incorridos com

os combustíveis adquiridos.

c) Custos mensais de aquisição de energia elétrica a produtores não vinculados e a produtores

em regime especial discriminados por tipo de centrais mencionando as quantidades

adquiridas e respetivo preço de aquisição.

d) Custos incorridos com a promoção do desempenho ambiental, conforme relatório de



e) Outros custos associados à atividade de aquisição de energia.

f) Custos associados à gestão técnica global do sistema.

g) Custos associados à aplicação da tarifa social

2 - Os custos referidos nas alíneas e) e f) do número anterior devem ser discriminados de forma

a evidenciar as seguintes rubricas:


b) Outros custos do exercício afetos a cada atividade com a desagregação que permita

identificar os vários tipos de custos, nomeadamente os custos com operação e manutenção

de equipamentos produtivos.

3 - A concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM deve apresentar a seguinte

informação complementar:

a) Custos com o Uso da Rede de Distribuição.

b) Custos de Comercialização.

c) Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas.


de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, deve apresentar para cada ano a seguinte

repartição de proveitos:

a) Proveitos recuperados por aplicação das tarifas Uso Global do Sistema e Uso da Rede de

Transporte às entregas da entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado da

RAM e da tarifa de Energia aos fornecimentos a clientes finais da entidade concessionária

do transporte e distribuidor da RAM.

b) Proveitos decorrentes da aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais da RAM.


244

c) Compensação paga pela entidade concessionária da RNT em t-2, relativa ao sobrecusto

estimado da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da RAM.

d) Outros proveitos, designadamente os decorrentes dos contratos de garantia de

abastecimento.

e) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado.

Artigo 176.º

Repartição de custos e proveitos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da

RAM


de Distribuição de Energia Elétrica deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de

custos:

a) Amortizações relativas ao imobilizado aceite para regulação, incluindo as amortizações do

equipamento de medida.

b) Outros custos do exercício afetos a cada função com a desagregação que permita identificar

os vários tipos de custos.

c) Custos incorridos com a promoção do desempenho ambiental, conforme relatório de



d) Custos decorrentes da implementação de serviços opcionais, ao abrigo do Regulamento de



de Distribuição de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano informação complementar,

designadamente:

a) Proveitos recuperados por aplicação às entregas a clientes da concessionária do transporte

e distribuidor vinculado da RAM das tarifas de Uso da Rede de Distribuição, por nível de

tensão.


estimado da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da RAM.

c) Outros proveitos no âmbito da atividade de Distribuição de Energia Elétrica e que não

resultam da aplicação das tarifas de Uso da Rede de Distribuição.

d) Proveitos no âmbito da atividade de Distribuição de Energia Elétrica decorrentes da

implementação de serviços opcionais, ao abrigo do Regulamento de Relações Comerciais,

com a indicação do número de ocorrências por cada tipo de serviço.


245

e) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado, por nível

de tensão.

f) Informação relativa aos indutores de custos utilizados na definição dos parâmetros de

eficiência da atividade de distribuição.

Artigo 177.º

Repartição de custos e proveitos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica

da RAM


de Comercialização de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano a seguinte repartição de

custos:

a) Custos da estrutura comercial, por tipo de cliente final, desagregados por natureza que



i) Amortizações relativas ao imobilizado aceite para regulação.







de Comercialização de Energia Elétrica, deve apresentar para cada ano informação

complementar, designadamente:

a) Proveitos recuperados por aplicação aos fornecimentos a clientes finais da concessionária

do transporte e distribuidor vinculado da RAM, das tarifas de Comercialização, por nível de

tensão.


estimado da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM.

c) Proveitos no âmbito da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da RAM

decorrentes da implementação de serviços opcionais, ao abrigo do Regulamento de


d) Proveitos extraordinários relativos a amortizações do imobilizado comparticipado, por nível

de tensão ou tipo de cliente.


246

e) Outros proveitos no âmbito da atividade de Comercialização de Energia Elétrica e que não

resultam da aplicação da tarifa de Comercialização.

Secção VII

Fixação das Tarifas

Artigo 178.º

Balanço de energia elétrica

Os balanços previsionais de energia elétrica são sujeitos à apreciação da ERSE.

Artigo 179.º

Ativos fixos a remunerar

A ERSE, com vista à definição dos ativos fixos a remunerar, nos termos do estabelecido no

Capítulo IV procede a uma análise da informação recebida, designadamente a relativa aos

investimentos verificados no ano anterior (t-2), aos investimentos estimados para o ano em curso

(t-1) e aos investimentos previstos para o ano seguinte (t).

Artigo 180.º

Custos e proveitos da entidade concessionária da RNT

1 - A ERSE, com vista à definição dos custos e proveitos aceites para efeitos de regulação,

procede a uma análise da informação recebida da entidade concessionária da RNT, nos termos

da Secção II do presente capítulo.

2 - A apreciação referida no número anterior conduz a uma definição dos custos e proveitos a

considerar para efeitos de regulação.

Artigo 181.º

Custos e proveitos da entidade concessionária da RND

1 - A ERSE, com vista à definição dos custos e proveitos relevantes para efeitos de regulação,

procede a uma análise da informação recebida da entidade concessionária da RND nos termos

da Secção III do presente capítulo.




247

Artigo 182.º

Custos e proveitos do comercializador de último recurso


procede a uma análise da informação recebida do comercializador de último recurso, nos termos

da Secção IV do presente capítulo.



Artigo 183.º

Custos e proveitos da concessionária do transporte e distribuição da RAA


procede a uma análise da informação recebida pela concessionária do transporte e distribuição

da RAA, nos termos da Secção V do presente capítulo.



Artigo 184.º

Custos e proveitos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM


procede a uma análise da informação recebida da concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM, nos termos da Secção VI do presente capítulo.



Artigo 185.º


1 - A ERSE estabelece o valor dos proveitos permitidos para cada uma das atividades da

entidade concessionária da RNT, entidade concessionária da RND, do comercializador de último

recurso, da concessionária do transporte e distribuição da RAA e da concessionária do transporte

e distribuidor vinculado da RAM, até 15 de outubro de cada ano.

2 - A ERSE elabora proposta de tarifas reguladas para o ano seguinte, até 15 de outubro de

cada ano.


248

3 - A ERSE envia a proposta à Autoridade da Concorrência e aos serviços competentes das

Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira.

4 - A ERSE envia a proposta ao Conselho Tarifário, para efeitos de emissão de parecer.

5 - A proposta referida no n.º 2 - é, igualmente, enviada à entidade concessionária da RNT, à

entidade concessionária da RND e ao comercializador de último recurso, bem como à

concessionária do transporte e distribuição da RAA e à concessionária do transporte e


6 - O Conselho Tarifário emite o parecer sobre a proposta tarifária até 15 de novembro.

7 - A ERSE, tendo em atenção os eventuais comentários e sugestões da Autoridade da

Concorrência e dos serviços competentes das Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira e

o parecer do Conselho Tarifário, procede à aprovação do tarifário para o ano seguinte.

8 - A ERSE envia o tarifário aprovado nos termos do número anterior para a Imprensa Nacional,

com vista à sua publicação até 15 de dezembro, no Diário da República, II Série, bem como nos

jornais oficiais das Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira.

9 - A ERSE procede, igualmente, à divulgação do parecer do Conselho Tarifário, acompanhado

de uma nota explicativa das razões de eventual não consideração de propostas constantes do

parecer, através da sua página na internet.

10 - A ERSE procede também à divulgação a todos os interessados das tarifas e preços através

de brochuras.

Artigo 186.º

Tarifas para o primeiro ano do novo período de regulação

1 - A ERSE, com base na informação económico-financeira recebida nos termos do

Artigo 190.º, define os ativos da entidade concessionária da RNT a remunerar e os custos e os

proveitos relevantes para a fixação das tarifas para o primeiro ano do novo período de regulação.


Artigo 190.º, define os ativos da entidade concessionária da RND e os custos e proveitos

relevantes para a fixação das tarifas, para o primeiro ano do novo período de regulação.


Artigo 190.º, define os ativos do comercializador de último recurso e os custos e proveitos

relevantes para a fixação das tarifas, para o primeiro ano do novo período de regulação.


249


Artigo 190.º, define os ativos da concessionária do transporte e distribuição da RAA e os custos

e proveitos relevantes para a fixação das tarifas, para o primeiro ano do novo período de

regulação.


Artigo 190.º, define os ativos da concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM e

os custos e proveitos relevantes para a fixação das tarifas, para o primeiro ano do novo período

de regulação.

6 - A apreciação da informação apresentada nos termos dos números anteriores conduz a uma

definição dos valores a adotar na fixação das tarifas do primeiro ano do novo período de

regulação (t) até 15 de outubro.

7 - O disposto no artigo anterior é aplicável à fixação das tarifas para o primeiro ano do novo


8 - Havendo motivos suficientes, a ERSE pode alterar as datas previstas neste artigo.

Secção VIII

Fixação excecional das tarifas

Artigo 187.º

Início do processo

1 - A ERSE, em qualquer momento, pode iniciar um processo de alteração das tarifas, por sua

iniciativa ou na sequência de aceitação de pedido apresentado pela entidade concessionária da

RNT, pela entidade concessionária da RND, pelo comercializador de último recurso, pela

concessionária do transporte e distribuição da RAA, pela concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM ou por associações de consumidores com representatividade

genérica dos termos da Lei n.º 24/96, de 31 de julho.

2 - O processo de alteração das tarifas fora do período normal estabelecido na Secção VII do

presente capítulo pode ocorrer se, nomeadamente, no decorrer de um determinado ano o

montante previsto de proveitos resultantes da aplicação de uma ou mais tarifas reguladas nesse

ano se afastar significativamente do montante que serviu de base ao estabelecimento das

referidas tarifas, pondo em risco o equilíbrio económico-financeiro das empresas reguladas no

curto prazo.

3 - As novas tarifas são estabelecidas para o período que decorre até ao fim do ano em curso.


250

4 - A ERSE dá conhecimento da decisão de iniciar uma revisão excecional das tarifas à

Autoridade da Concorrência, aos serviços competentes das Regiões Autónomas dos Açores e

da Madeira, ao Conselho Tarifário, à entidade concessionária da RND, ao comercializador de

último recurso, à concessionária do transporte e distribuição da RAA, à concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM e às associações de consumidores.

Artigo 188.º


1 - A ERSE solicita à entidade concessionária da RNT, à entidade concessionária da RND, ao

comercializador de último recurso, à concessionária do transporte e distribuição da RAA e à

concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM a informação que considera

necessária ao estabelecimento das novas tarifas.

2 - A ERSE, com base na informação referida no número anterior, elabora proposta de novas

tarifas.

3 - A ERSE envia à Autoridade da Concorrência e aos serviços competentes das Regiões

Autónomas dos Açores e da Madeira a proposta de novas tarifas referida no número anterior.

4 - A ERSE envia ao Conselho Tarifário a proposta de novas tarifas referida no n.º 2 -, para

emissão de parecer.

5 - A proposta referida no n.º 2 - é, igualmente, enviada à entidade concessionária da RNT, à

entidade concessionária da RND e ao comercializador de último recurso, bem como à

concessionária do transporte e distribuição da RAA e à concessionária do transporte e


6 - O Conselho Tarifário emite o parecer sobre a proposta tarifária no prazo máximo de 30 dias

contínuos após receção da proposta.

7 - A ERSE, tendo em atenção os eventuais comentários e sugestões da Autoridade da

Concorrência e dos serviços competentes das Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira e

o parecer do Conselho Tarifário, procede à aprovação final das novas tarifas.

8 - A ERSE envia as tarifas aprovadas nos termos do número anterior para a Imprensa Nacional,

com vista a publicação no Diário da República, II Série, bem como nos jornais oficiais das

Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira.

9 - A ERSE procede, igualmente, à divulgação do parecer do Conselho Tarifário, acompanhada

de uma nota explicativa das razões de eventual não consideração de propostas constantes do

parecer.


251

Secção IX

Fixação dos parâmetros para novo período de regulação

Artigo 189.º

Balanço de energia elétrica

1 - A entidade concessionária da RNT, a entidade concessionária da RND, o comercializador

de último recurso, a concessionária do transporte e distribuição da RAA e a concessionária do

transporte e distribuidor vinculado da RAM devem enviar à ERSE, até 1 de maio do ano anterior

ao início de um novo período de regulação, o balanço de energia elétrica referente ao ano

anterior (t-2).



transporte e distribuidor vinculado da RAM devem enviar à ERSE, até 15 de junho do ano anterior

ao início de um novo período de regulação, os balanços de energia elétrica referentes ao ano

em curso (t-1) e a cada um dos anos do período de regulação.

3 - Os balanços de energia elétrica apresentados por cada entidade devem referir-se apenas às

atividades desenvolvidas pela respetiva entidade e devem conter toda a informação necessária

para a aplicação do presente Regulamento.

4 - Os balanços previsionais de energia elétrica, apresentados de acordo com o previsto nos

artigos anteriores, são sujeitos à apreciação da ERSE.

Artigo 190.º

Informação económico-financeira



transporte e distribuidor vinculado da RAM devem enviar à ERSE, até 1 de maio do ano anterior

ao início de um novo período de regulação, as contas reguladas verificadas no ano anterior (t-2),

incluindo balanço, demonstração de resultados e os investimentos, por atividade, acompanhados

por um relatório elaborado por uma empresa de auditoria comprovando que as contas e as regras

contabilísticas para efeitos de regulação observam o estabelecido no presente Regulamento e

nas normas e metodologias complementares.




252

transporte e distribuidor vinculado da RAM enviam à ERSE, até 15 de junho do ano anterior ao

início de um novo período de regulação, a seguinte informação:

a) Estimativa do balanço, da demonstração de resultados, da demonstração de fluxos de caixa

e do orçamento de investimentos, por atividade, para o ano em curso (t-1).

b) Valores previsionais do balanço, da demonstração de resultados, da demonstração de

fluxos de caixa e dos investimentos, por atividade, para cada um dos anos do novo período

de regulação.

c) Informação relativa aos indutores de custos utilizados na definição dos parâmetros de

eficiência de cada atividade, para cada um dos anos do período de regulação.

3 - Os valores do balanço, da demonstração de resultados e da demonstração de fluxos de caixa

estimados para o ano em curso (t-1) e previstos para cada um dos anos do período de regulação


curso (t-1).

4 - Os investimentos referidos nos n.os 1 - e 2 -, para além dos valores em euros, são

acompanhados por uma adequada caracterização física das obras, com indicação das datas de

entrada em exploração das obras mais significativas.

5 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 1 de maio do ano anterior ao

início de cada período de regulação, para a atividade de Distribuição de Energia Elétrica, toda a

informação sobre investimentos separada por rede convencional e rede inteligente, para cada

um dos anos do período de regulação.

6 - A entidade concessionária da RND deve enviar à ERSE, até 1 de maio do ano anterior ao

início de cada período de regulação uma proposta com a caracterização e descrição do

investimento em rede inteligente da atividade de Distribuição de Energia Elétrica, desagregada

pelos projetos principais, que inclua as seguintes informações:

a) Os objetivos de investimento em rede inteligente;

b) Os riscos tecnológicos ou aplicacionais identificados;

c) A previsão da potencial redução dos custos operacionais e o horizonte temporal em que

ocorrerão;

d) As melhorias de operação e gestão da rede;

e) Os benefícios que o projeto proporciona ao SEN.


253

Artigo 191.º

Fixação dos valores dos parâmetros

1 - A ERSE, com base na informação disponível, designadamente a informação recebida nos

termos dos artigos anteriores, estabelece valores para os parâmetros referidos nos n.os 2 - e 3 -

do Artigo 156.º.

2 - A ERSE envia à entidade concessionária da RNT, à entidade concessionária da RND, ao


concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM, os valores dos parâmetros

estabelecidos.

3 - A ERSE envia ao Conselho Tarifário os valores dos parâmetros, para efeitos de emissão de

parecer.

4 - O Conselho Tarifário emite parecer no prazo máximo de 30 dias contínuos.

5 - O parecer do Conselho Tarifário é tornado público pela ERSE.

6 - Havendo motivos suficientes, a ERSE pode alterar as datas previstas neste artigo.

Secção X

Revisão excecional dos parâmetros de um período de regulação

Artigo 192.º

Início do processo

1 - A ERSE, em qualquer momento, pode iniciar um processo de alteração dos parâmetros

relativos a um período de regulação em curso, por sua iniciativa ou na sequência de aceitação

de pedido apresentado pela entidade concessionária da RNT, ou pela entidade concessionária

da RND, ou pelo comercializador de último recurso, ou pela concessionária do transporte e

distribuição da RAA, ou pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM.

2 - A ERSE dá conhecimento da sua intenção de iniciar uma revisão excecional dos parâmetros

ao Conselho Tarifário, à entidade concessionária da RND, ao comercializador de último recurso,

à concessionária do transporte e distribuição da RAA e à concessionária do transporte e

distribuidor vinculado da RAM, indicando as razões justificativas da iniciativa.

3 - O Conselho Tarifário emite parecer sobre a proposta da ERSE, no prazo de 30 dias

contínuos.


254



transporte e distribuidor vinculado da RAM podem enviar à ERSE comentários à proposta

referida no n.º 2 -, no prazo de 30 dias contínuos.

5 - A ERSE, com base nas respostas recebidas nos termos dos artigos anteriores, decide se

deve prosseguir o processo de revisão excecional dos parâmetros.

6 - A ERSE dá conhecimento da sua decisão ao Conselho Tarifário, à entidade concessionária

da RNT, à entidade concessionária da RND, ao comercializador de último recurso, à

concessionária do transporte e distribuição da RAA, à concessionária do transporte e distribuidor

vinculado da RAM e às associações de consumidores com representatividade genérica dos

termos da Lei n.º 24/96, de 31 de julho.

Artigo 193.º

Fixação dos novos valores dos parâmetros

1 - No caso de a ERSE decidir prosseguir o processo de revisão, com vista ao estabelecimento

dos novos valores para os parâmetros, solicita a informação necessária à entidade

concessionária da RNT, à entidade concessionária da RND, ao comercializador de último

recurso, à concessionária do transporte e distribuição da RAA e à concessionária do transporte

e distribuidor vinculado da RAM.

2 - A ERSE, com base na informação disponível, estabelece os novos valores para os

parâmetros.

3 - A ERSE envia os valores estabelecidos nos termos do número anterior à entidade

concessionária da RNT, à entidade concessionária da RND, ao comercializador de último

recurso, à concessionária do transporte e distribuição da RAA e à concessionária do transporte

e distribuidor vinculado da RAM.

4 - As entidades referidas no número anterior enviam, no prazo de 30 dias contínuos,

comentários aos valores estabelecidos pela ERSE.

5 - A ERSE analisa os comentários recebidos, revendo eventualmente os valores estabelecidos,

no prazo de 15 dias contínuos.

6 - A ERSE envia à entidade concessionária da RNT, à entidade concessionária da RND, ao


concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM os novos valores estabelecidos

nos termos do número anterior.


255

7 - A ERSE envia ao Conselho Tarifário os valores estabelecidos nos termos do n.º 5 -, para

efeitos de emissão do parecer.

8 - O Conselho Tarifário emite parecer no prazo máximo de 30 dias contínuos.

9 - A ERSE estabelece os valores definitivos no prazo de 15 dias contínuos depois de receber

o parecer do Conselho Tarifário, enviando-os à entidade concessionária da RNT, à entidade

concessionária da RND, ao comercializador de último recurso, à concessionária do transporte e

distribuição da RAA e à concessionária do transporte e distribuidor vinculado da RAM e às

associações de consumidores com representatividade genérica dos termos da Lei n.º 24/96, de

31 de julho.

10 - O parecer do Conselho Tarifário é tornado público pela ERSE.

Secção XI

Procedimentos de garantia dos pressupostos regulatórios nas

concessões de distribuição

Artigo 194.º

Início do processo

1 - O disposto na presente Secção aplica-se quando ocorrer uma das seguintes situações:

a) A distribuição de energia elétrica em BT num dado concelho deixar de ser efetuada pela

entidade concessionária da RND, levando à emissão de uma concessão de distribuição em

BT.

b) A distribuição de energia elétrica em BT num dado concelho deixar de ser efetuada pelo

distribuidor em BT, passando a ser efetuada pela entidade concessionária da RND.

c) O equilíbrio económico-financeiro de um concessionário de distribuição em BT não estiver

assegurado.

2 - A entidade concessionária da RND informa a ERSE da separação ou integração da

distribuição em BT no concelho em causa.

3 - A ERSE informa o Conselho Tarifário, a entidade concessionária da RNT, a entidade

concessionária da RND e o concessionário de distribuição em BT.


256

Artigo 195.º

Definição da solução a adotar

1 - A ERSE analisa o impacte da alteração de concessões na situação económico-financeira

das empresas em causa, solicitando toda a informação necessária.

2 - A ERSE, face à análise referida no número anterior, decide qual a medida que considera

mais adequada, podendo esta consistir, designadamente, na:

a) Definição de uma tarifa específica.

b) Revisão do Regulamento Tarifário no sentido de introduzir um mecanismo de compensação

entre distribuidores que tenha em conta os diferentes custos de distribuição, mantendo a

uniformidade tarifária.

c) Revisão do Regulamento Tarifário no sentido de alterar as fórmulas que determinam o

montante de proveitos a serem proporcionados pelas tarifas.

d) Revisão do Regulamento Tarifário no sentido de introduzir outras medidas julgadas

necessárias.

3 - A ERSE informa o Conselho Tarifário das medidas que considera mais adequadas.

4 - O Conselho Tarifário emite parecer sobre as medidas propostas pela ERSE, no prazo de 30

dias contínuos.

5 - A ERSE decide quais as medidas a tomar, tendo em atenção o parecer do Conselho

Tarifário.

6 - A ERSE torna público o parecer do Conselho Tarifário.

Artigo 196.º

Medidas sem alteração do Regulamento Tarifário

1 - No caso de optar pela definição de uma tarifa específica, implicando a substituição das tarifas

referidas nos n.os 4 -e 5 -do Artigo 22.º, a ERSE procede à definição da respetiva tarifa, solicitando

a informação que considerar necessária.

2 - A ERSE dá conhecimento da tarifa estabelecida aos distribuidores envolvidos, solicitando

eventuais comentários no prazo de 30 dias contínuos.

3 - A ERSE dá também conhecimento da tarifa ao Conselho Tarifário, solicitando parecer no

prazo de 30 dias contínuos.


257

4 - A ERSE fixa a tarifa definitiva, tendo em atenção o parecer do Conselho Tarifário e os

comentários recebidos.

Secção XII

Documentos complementares ao Regulamento Tarifário

Artigo 197.º

Documentos

Sem prejuízo de outros documentos estabelecidos no presente Regulamento, são previstos os

seguintes documentos complementares decorrentes das disposições deste Regulamento:

a) Tarifas em vigor, a publicar nos termos da lei, no Diário da República, II Série e nos jornais

oficiais das Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira.

b) Parâmetros estabelecidos para cada período de regulação.

c) Normas e metodologias complementares.

Artigo 198.º

Elaboração e divulgação

1 - Sempre que a ERSE entender que se torna necessário elaborar um documento explicitando

regras ou metodologias necessárias para satisfação do determinado no presente Regulamento,

informa o Conselho Tarifário da sua intenção de proceder à respetiva publicação.

2 - A ERSE dá também conhecimento às entidades afetadas, solicitando a sua colaboração.

3 - Os documentos referidos no número anterior são tornados públicos, nomeadamente através

da página da ERSE na internet.


259

Capítulo VII

Garantias administrativas e reclamações

Secção I

Garantias administrativas

Artigo 199.º

Admissibilidade de petições, queixas e denúncias

Sem prejuízo do recurso aos tribunais, as entidades interessadas podem apresentar junto da

ERSE quaisquer petições, queixas ou denúncias contra ações ou omissões das entidades

reguladas que intervêm no SEN, que possam constituir inobservância das regras previstas no

presente Regulamento e não revistam natureza contratual.

Artigo 200.º

Forma e formalidades

As petições, queixas ou denúncias, previstas no artigo anterior, são dirigidas por escrito à ERSE,

devendo das mesmas constar obrigatoriamente os fundamentos de facto que as justificam, bem

como, sempre que possível, os meios de prova necessários à sua instrução.

Artigo 201.º

Instrução e decisão

À instrução e decisão sobre as petições, queixas ou denúncias apresentadas aplicam-se as

disposições constantes do Código do Procedimento Administrativo.


261

Capítulo VIII

Disposições finais e transitórias

Secção I

Disposições transitórias

Artigo 202.º

Ajustamentos transitórios

Nos dois primeiros anos de aplicação deste Regulamento, os ajustamentos referidos no Capítulo

IV deverão ser calculados de acordo com o Regulamento Tarifário, na redação que lhe foi dada

pelo Regulamento n.º 496/2011, de 19 de agosto com as alterações que lhe foram introduzidas

pela Diretiva n.º 6/2011, de 22 de dezembro e pela Diretiva n.º 1/2014, de 3 de janeiro. A

atualização financeira é calculada ao abrigo do atual Regulamento.

Artigo 203.º

Custos permitidos da função de Compra e Venda de Energia Elétrica para

Fornecimento dos Clientes

A definição dos parâmetros previstos no Artigo 97.º fica dependente de uma avaliação sobre as

condições de funcionamento do mercado de eletricidade, a realizar pela ERSE, até 15 de outubro

de cada ano, no âmbito do processo de fixação das tarifas para vigorarem no ano seguinte.

Secção II

Disposições finais

Artigo 204.º

Norma remissiva

Aos procedimentos administrativos previstos neste Regulamento e não especificamente

regulados aplicam-se as disposições do Código de Procedimento Administrativo.

Artigo 205.º

Forma dos atos da ERSE

1 - Os atos da ERSE com efeitos e abrangência externos assumem a forma de regulamento,

diretiva, recomendação e parecer.


262

2 - A deliberação da ERSE que aprova o presente regulamento reveste a forma de regulamento.

3 - A deliberação da ERSE que aprova os documentos complementares e as propostas

previstas no presente regulamento reveste a forma de diretiva.

4 - As recomendações da ERSE e os pareceres interpretativos da ERSE, previstos no

Artigo 207.º e no Artigo 206.º revestem, respetivamente, a forma de recomendação e a forma de

parecer.

Artigo 206.º

Recomendações da ERSE

1 - Sempre que o entenda necessário, a ERSE pode formular recomendações ao operador da

rede de transporte, aos operadores das redes de distribuição, aos comercializadores de último

recurso e aos comercializadores, no sentido de serem adotadas ações consideradas adequadas

ao cumprimento dos princípios e regras consagrados nos regulamentos cuja aprovação e

verificação integram as competências da ERSE.

2 - As recomendações previstas no número anterior não são vinculativas para os operadores e

comercializadores visados, mas o não acolhimento das mesmas implica para as empresas o

dever de enviar à ERSE as informações e os elementos que em seu entender justificam a

inobservância das recomendações emitidas ou a demonstração das diligências realizadas com

vista à atuação recomendada ou ainda, sendo esse o caso, de outras ações que considerem

mais adequadas à prossecução do objetivo da recomendação formulada.

3 - As empresas, destinatárias das recomendações da ERSE, devem divulgar publicamente,

nomeadamente através das suas páginas na Internet, as ações adotadas para a implementação

das medidas recomendadas ou as razões que no seu entender fundamentam a inobservância

das recomendações emitidas.

Artigo 207.º

Pareceres interpretativos da ERSE

1 - As entidades que integram o SEN podem solicitar à ERSE pareceres interpretativos sobre a

aplicação do presente Regulamento.

2 - Os pareceres emitidos nos termos do número anterior não têm carácter vinculativo.

3 - As entidades que solicitarem os pareceres não estão obrigadas a seguir as orientações

contidas nos mesmos, sendo tal circunstância levada em consideração no julgamento das

petições, queixas ou denúncias, quando estejam em causa matérias abrangidas pelos pareceres.


263

4 - O disposto no número anterior não prejudica a prestação de informações referentes à

aplicação do presente Regulamento às entidades interessadas, designadamente aos

consumidores.

Artigo 208.º

Fiscalização e aplicação do Regulamento

1 - A fiscalização da aplicação do cumprimento do disposto no presente regulamento integra as

competências da ERSE, nos termos dos seus Estatutos e demais legislação aplicável.

2 - Para efeitos do disposto no número anterior, as ações de fiscalização devem ser realizadas

em execução de planos previamente aprovados pela ERSE e sempre que se considere

necessário para assegurar a verificação das condições de funcionamento do SEN.

3 - A ERSE aprovará as normas e os procedimentos aplicáveis às ações de fiscalização

realizadas diretamente ou mediante uma terceira entidade, designadamente às auditorias

previstas e necessárias nos termos do presente regulamento e legislação em vigor, sem prejuízo

do previsto no Artigo 16.º e no Artigo 209.º.

Artigo 209.º

Auditorias de verificação do cumprimento regulamentar

1 - As entidades abrangidas pelo âmbito de aplicação do presente regulamento deverão recorrer

a mecanismos de auditoria para verificar o cumprimento das disposições regulamentares que

lhes são aplicáveis.

2 - O conteúdo e os termos de referência das auditorias e os critérios de seleção das entidades

responsáveis pela realização das auditorias são aprovadas pela ERSE, na sequência de

proposta das entidades responsáveis pela promoção das auditorias.

3 - Cabe à ERSE aprovar um plano de realização de auditorias, o qual deverá conter as matérias

que estão sujeitas à realização de auditorias periódicas, nos termos da regulamentação

específica aplicável.

4 - Sem prejuízo do disposto no número anterior, sempre que o considere necessário, a ERSE

pode solicitar às entidades mencionadas no n.º 1 a realização de auditorias, fundamentando o

seu pedido.


264

Artigo 210.º

Regime sancionatório

1 - A inobservância das disposições estabelecidas no presente regulamento está sujeita ao

regime sancionatório do setor energético.

2 - Toda a informação e documentação obtida no âmbito da aplicação do presente regulamento,

incluindo a resultante de auditorias, inspeções, petições, queixas, denúncias e reclamações,

pode ser utilizada para efeitos de regime sancionatório do setor energético.

Artigo 211.º

Informação a enviar à ERSE

Salvo indicação em contrário pela ERSE, toda a informação a enviar à ERSE pelos sujeitos

intervenientes no SEN, nos termos previstos no presente regulamento, deve ser apresentada em

formato eletrónico.

Artigo 212.º

Entrada em vigor

1 - O presente regulamento entra em vigor no dia seguinte ao da sua publicação no Diário da

República, sem prejuízo do disposto quanto à produção de efeitos pelo ato de aprovação.

2 - As disposições que carecem de ser regulamentadas nos termos previstos no presente

regulamento entram em vigor com a publicação dos respetivos atos que as aprovam.

3 - A regulamentação que integra os documentos previstos no presente regulamento, já

aprovados pela ERSE, mantém-se em vigor até à aprovação de novos documentos que os

venham substituir, devendo-se, na sua aplicação, ter em conta as disposições do presente

regulamento.

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REGULAMENTO TARIFÁRIO DO SETOR ELÉTRICO · REGULAMENTO TARIFÁRIO DO SETOR ELÉTRICO ii Artigo 26.º Estrutura geral das tarifas transitórias de Venda a Clientes Finais dos Comercializadores